Нефть природная маслянистая горючая жидкость

1. Нефть и ее свойства.

Нефть — природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Физические свойства Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220—300 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %).

Химические состава Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1—4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси (частицы глины, песка, известняка).

3.Требования к комплексному изучению месторождения

Рациональное использование природных ресурсов основывается на комплексной оценке месторождений и в значительной мере определяется вовлечением в промышленное освоение наряду с ос­новными попутных ископаемых и содержащихся в них компонентов, что способствует повышению экономического потенциала месторож­дений, созданию безотходной и малоотходной технологии, разработке эффективных мероприятий по охране окружающей среды.

На нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся нефть и горючие газы. В соответствии с Требованиями к комплексному изучению месторождений] к попутным полезным ископаемым относятся минеральные комплексы (горные породы, руды, подземные воды, рассолы), добыча которых при разработке основного полезного ископаемого и использование в народном хозяйстве являются экономически целесообразными. К попутным полезным компонентам относятся заключенные в полезных ископаемых минералы, металлы и другие химические элементы и их соединения, целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

В зависимости от формы нахождения, связи с основными для данного месторождения полезными ископаемыми и с учетом требова­ний, предъявляемых промышленностью к условиям их разработки, попутные полезные ископаемые и компоненты разделяются на три группы.

I группа — попутные полезные ископаемые, образующие са­мостоятельные пласты, залежи или другие рудные тела в породах, вмещающих основное полезное ископаемое. Применительно к не­фтяным и газовым месторождениям—это подземные воды про­дуктивных пластов или водоносных горизонтов, содержащие по­вышенные концентрации иода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других компонентов, а также подземные воды, пригодные для бальнеологических, теплоэнерге­тических и иных целей. В этом случае для обоснования це­лесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и установления возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд определяются химический состав подземных вод, содержание микроэлементов, температура, дебиты и другие показатели.

II группа — компоненты, заключенные в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах — это растворенный (попутный) газ, а в газоконденсатных — конденсат.

III группа—попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основного полезного ископаемого и выделяемые лишь при его переработке. На многих месторождениях нефти и битумов такими компонентами могут быть сера (в форме различных сернистых соединений), ванадий, титан, никель и др. Свободный и растворенный газы содержат этан, пропан, бутан, могут содержать сероводород, гелий, аргон, углекислый газ, иногда ртуть. В подземных водах месторождений нефти и газа могут присутствовать иод и бром, соединения различных металлов, также относимые к полезным компонентам III группы.

Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производится по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Перспективные ресурсы подсчитываются и

учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату, а также по содержащимся в них компонентам.

Подсчет, учет запасов и перспективных ресурсов и оценка прогнозных ресурсов производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 е С).

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются и учитыва­ются, а прогнозные ресурсы оцениваются в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы горючих газов, гелия и аргона подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы газа оцениваются в единицах объема.

Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.

Источник

Нефть. Состав, основные свойства

Нефть— природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть; имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых. Нефть обнаруживается вместе с газообразными на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. По химическому составу и происхождению нефть близка к естественным горючим газам, озокериту, а также асфальту. Эти ископаемые объединяют под общим названием петролитов.

Элементарный состав нефтей характе­ризуется обязательным наличием пяти химических элементов — углерода, водорода, кислорода, серы и азота при резком коли­чественном преобладании первых двух — свыше 90 %. Максимальное содержание остальных трех элементов может в сумме доходить до 5—8% (главным образом за счет серы). Наиболее широко в нефти представлены углеводороды метанового и полиметиленового рядов, также так присутствуют ароматические УВ, сернистые, кислородные и азотистые соединения. Нефть содержит в себе растворенный газ(азот, углекислый газ, сероводород, гелий)

Свойства нефти

Давление насыщения. В пластовых условиях важным свойством нефти является давление насыщения нефти газом. Это наименьшее давление, при котором нефть полностью насыщается газом, или давление, при незначительном снижении которого из смеси появляются пузырьки газа.

Характеризует упругость нефти и определяется из отношения: _н= где V –исходный объем нефти, V— изменение объема нефти при изменении давления p.

ПЛОТНОСТЬ НЕФТЕЙ — = .(отношение массы к объему) Зависит от состава нефти, состава и количества растворенного газа, температуры и давления.

Вязкость—свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении, относительно других. Различают динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относи­тельную (удельную, условную).

Динамическая вязкость выра­жается величиной сопротивления взаимному переме­щению двух слоев жидкости с поверхностью 1 см 2 , отстоящих друг от друга на 1 см, при относительной скорости перемеще­ния 1 см/с. За единицу динамической вязкости принят пуаз (П) с размерностью дин*с/см 2 .

Кинематическая вязкость представляет собой отношение ди­намической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости – стокс, равный см 2 /с (в системе СИ — м 2 /с).

Условная вязкость – отношение времени истечения из вискозиметра определённого объёма жидкости ко времени истечения такого же объёма дистиллированной воды при 20 С.

Из различных углеводородов, составляющих нефть, наимень­шей вязкостью обладают парафиновые, а наибольшей—на­фтеновые.

ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ – содержание газов в пробе нефти.( Дает анализ кернов.) Г. измеряется отношением объёма газа, выделенного из нефти при её дегазации (при давлении 101 кПа и t 20°C), к объёму или массе дегазированной нефти .

Температура кипения углеводородов зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав моле­кулы, тем выше температура кипения. У нафтеновых и арома­тических углеводородов, у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца), температура кипения при равном количе­стве атомов углерода выше, чем у метановых. Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале тем­ператур—от 30 до 600 °С.

Застывание и плавление нефтей происходит при различных температурах. Обычно нефти в природе встречаются в жидком состоянии. Однако некоторые нефти загустевают при незначительном охлаждении. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше ее температура застывания. Смолистые вещества ока­зывают противоположное влияние — с повышением их содер­жания температура застывания понижается.

Испаряемость. Испарение – процесс перехода жидкости у поверхности на открытом воздухе из жидкого состояния в парообразное. При этом нефть теряет наиболее лёгкие фракции. Если нефть находится в закрытых резервуарах, то при определённых условиях возможно испарение до какой-то предельной величины. Давление паров данной жидкости, находящихся в равновесии с ней, называют упругостью паров жидкости.

Удельная теплоёмкость. Удельная теплоёмкость нефти – количество тепла, которое необходимо затратить для нагревания 1г нефти на 1С. Удельная теплоёмкость колеблется в пределах 0,4 – 0,5 кал (г*С) -1 ­­­­. С повышением плотности нефти она уменьшается.

Теплотворная способность. Теплотворная способность нефти – количество тепла, которое выделяется при сгорании 1 кг нефти. Низшая теплота сгорания нефти изменяется от 10300 до 10800 ккал/кг, увеличиваясь с уменьшением плотности.

Растворимость. Нефти и нефтепродукты легко растворяются в органических растворителях: бензине, хлороформе, сероуглероде и др. Растворимость нефти в воде мала. Так, в 1м 3 воды может раствориться 270г керосина. Нефть и её продукты являются хорошим растворителем для ряда веществ: йода, серы, каучука, многих смол и растительных и животных жиров. Нефть ничтожно мало растворяет воду в количествах, измеряемых тысячными долями процента.

Электропроводность. Нефть и её производные по отношению к электрическому току являются изоляторами.

Газовый фактор. Количество газа, приходящееся на 1т нефти, называется газовым фактором. В пластовых условиях распределение каждого углеводорода между жидкой и газообразной фазами будет находиться в соответствии с давлением паров при данной температуре. Газ, не перешедший в жидкую фазу в пластовых условиях, может находиться в разных состояниях в зависимости от давления насыщения (свободном, растворённом, адсорбированном и т. д.).

Люминесцкнсия – свечение под действием внешнего облучения

Источник