ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Розділ 1. НАФТА, ГАЗ І ГАЗОВИЙ КОНДЕНСАТ

Розділ 1. НАФТА, ГАЗ І ГАЗОВИЙ КОНДЕНСАТ

 

Стисла історична довідка про нафту і природний горючий газ

 

Нафта і природний горючий газ (надалі одним словом — газ) стали відомі людству за кілька тисячоліть до нашої ери. У давнину нафту використовували переважно в натуральному (сировому) вигляді як мастило, ліки (при шкірних і ревматичних захворюваннях), для освітлення, як запалювальний засіб на війні, як цемент при будівництві, для осмолювання човнів, для бальзамування трупів тощо. До середини ХІХ ст. нафту видобували кустарним способом із колодязів і в незначних кількостях у різних регіонах світу: Передкарпаття, Крим (Україна), Апшеронський півострів (Азербайджан), Північний Кавказ, район Ухти (Росія), півострів Челекен (Туркменістан), басейн р. Евфрат (Близький Схід), Китай, Єгипет тощо.

Починаючи з середини ХІХ ст. нафту навчились переробляти на нафтоперегінних установках і виділяти із неї гас (здебільшого для освітлення). На зміну кустарному приходить машинний спосіб видобутку з використанням свердловин. Перший у світі промисловий приплив нафти із свердловини одержали в 1859 р. (штат Пенсільванія, США), а в Україні — в 1893р. (Борислав).

Бурхливий розвиток нафтової промисловості почався після початку використання нафти як пального для двигунів внутрішнього згоряння. З розвитком автомобілебудування та авіації нафтова промисловість упевнено розвивалася й дотепер лідирує на світовому ринку енергоджерел.

Особливо швидких темпів видобуток нафти набув після масового впровадження обертового буріння свердловин, яке дало змогу одержувати нафту з більших глибин і у великих обсягах. В Україні значні нафтові родовища (Долинське, Битківське, Гнідинцівське, Леляківське та ін.) були виявлені здебільшого в 60-х роках ХХ ст., а максимальний видобуток нафти (з газовим конденсатом) був зафіксований у 1972 р. (14,5 млн т).

Виділення природного горючого газу на земній поверхні відомі з давніх-давен в Ірані, Азербайджані, Китаї та в інших країнах. Такі виходи газу називались “вічними вогнями” й вважались священними. Початком використання горючого газу можна вважати кінець ХVІІІ ст., коли в деяких європейських країнах (Великобританія, Франція та ін.) почали освітлювати міські вулиці штучним горючим газом, який одержували шляхом сухої перегонки кам’яного вугілля. В подальшому (з середини ХІХ ст.) природний горючий газ, який видобували разом із нафтою (супутній нафтовий газ), стали використовувати для місцевих потреб як технологічне паливо (наприклад, у скляному виробництві). Перше газове родовище в Україні (Дашавське) було відкрито в 1920 р.

Бурхливий розвиток газової промисловості спостерігається з середини ХХ ст., спричинене широким використанням газу не тільки як палива, але і як дуже цінної технологічної сировини в промисловості (виробництво сталі, чавуну, кольорових металів, цементу, аміаку, мінеральних добрив тощо). Окрім того, в цей час почалася масова газифікації населених пунктів. Це спонукало до направлення значних матеріальних і трудових ресурсів на виявлення газових родовищ і побудови магістральних газотранспортних систем.

У 1950 р. було відкрито гігантське за запасами Шебелинське газоконденсатне родовище (Харківська обл.) і в 1975 р. видобуток газу в Україні, яка у той час була у складі СРСР, сягнув максимуму (68,7 млрд м3).

 

Роль нафти і газу

Сфери використання

Загальновідомо, що нафта і природний горючий газ є дуже цінними корисними копалинами, які ефективно застосовують у паливно-енергетичному комплексі, сфері матеріального виробництва та в побуті. Населення промислово розвинутих країн підвищило свій життєвий рівень, у першу чергу, саме завдяки більшому споживанню нафти і газу. Недарма нафту часто називають «чорним золотом», а газ — «блакитним золотом».

За функціональною ознакою нафту і газ у сучасному світі використовують за двома напрямами:

1) як енергетичний ресурс (енергоресурс);

2) як сировина для хімічної промисловості.

Під енергоресурсами (енергоносіями,джерелами енергії) розуміють фізичні тіла, явища та сили природи, в яких зосереджені різноманітні види енергії, придатні для практичного використання людиною. Енергоресурси є джерелом різноманітних видів енергії: теплової, хімічної, електричної, механічної, ядерної. Для вироблення електричної та теплової енергії енергоресурси використовують з вилученням і без вилучення.

За своїм походженням енергоресурси поділяють на первинні та вторинні.

Первинні енергоресурси — це природні ресурси, які безпосередньо пов’язані з природою й не створені діяльністю людини. Вони утворюються в надрах чи на поверхні Землі (нафта, природний горючий газ, вугілля, горючі сланці, бітумінозні породи, торф, газогідрати, радіоактивні руди, біомаса рослин) або проявляються на її поверхні у вигляді різноманітних природних процесів (сонячне випромінювання, вітер, діяльність вод річок і морів, морські припливи, геотермальна діяльність тощо). Первинні енергоресурси не переробляли й не перетворювали.

Розрізняють такі види первинних енергоресурсів (джерел енергії):

а) невідновлювальні — це такі природні мінеральні енергоресурси, які утворились і накопичувались у земних надрах і використання яких зменшує їхню кількість. Ці ресурси мають обмежені запаси й використовувати їх як енергоносії можна лише один раз. Поповнення цих ресурсів на Землі практично неможливе, оскільки їхнє утворення, відновлення та формування родовищ відбулось у попередні геологічні епохи та проходить надзвичайно повільно (мільйони років). Оскільки швидкість відтворення невідновлювальних ресурсів значно нижча за швидкість їхнього прямого використання, то з часом ці ресурси можуть бути повністю вичерпані До таких ресурсів належать:

органічнівиди мінерального викопного палива, які видобувають із надр: нафта, природний горючий газ, вугілля, горючі сланці, торф тощо. Ці енергоносії ще називають паливно-енергетичними ресурсами й використовують для одержання різних видів пального (бензину, гасу, дизельного пального, мазуту, побутового газу тощо).

Серед всіх видів викопного палива нафта і газ мають такі переваги:

– більша теплотворна здатність;

– можливість використовувати як сировину для виробництва різноманітних хімічних продуктів, які широко споживаються в промисловості, сільському господарстві, медицині, побуті тощо;

– значно менша собівартість видобутку;

– можливість транспортувати на великі відстані найдешевшим трубопровідним шляхом;

– можливість зберігання в надрах;

– потреба меншого простору для зберігання;

– задоволення військово-стратегічних потреб держав у паливно-мастильних матеріалах;

– можливість використовувати в авіаційній та ракетній промисловості;

– екологічно безпечніше використання внаслідок того, що при згоранні утворюється менше викидів шкідливих речовин, ніж при згоранні інших видів викопного палива тощо.

Зараз частка нафти і газу в паливно-енергетичному балансі світу становить близько 70% (нафта — 48%, газ — 22%). Оскільки використання паливно-енергетичних ресурсів в світовому господарстві стало звичним і вони значно переважають інші енергоносії їх часто називають традиційними.

радіоактивні руди (переважно уранові). Проте в майбутньому, коли атомні електростанції будуть працювати не на теплових нейтронах (як зараз), а на так званих швидких нейтронах, то ресурси ядерної енергетики стануть практично невичерпними.

б) відновлювальні — це такі природні енергоресурси, які діють постійно, безперервно проявляючись на Землі, або відтворюються заново з високою інтенсивністю. Відновлювальні енергоресурси є практично невичерпними природними ресурсами, оскільки вони самовідновлюються.

Залежно від джерела одержуваної енергії розрізняють такі види відновлювальних енергоресурсів:

водні (гідравлічна енергія течій річок, енергія морів і океанів, спричинена хвилями, припливами і відпливами, а також великими перепадами температур між поверхневими та глибинними шарами води);

земні (геотермальна енергія з гарячих джерел вулканічного походження — гейзерів і підземних вод; внутрішнє тепло Землі, утворене внаслідок розпаду радіоактивних речовин у земній корі та мантії тощо)

атмосферні (енергія вітру);

космічні (сонячна енергія);

біологічні (ресурси біомаси рослинного світу: деревина, біопаливо тощо);

водневі (енергія водню).

Зараз у світовому споживанні первинної енергії на відновлювальні джерела енергії припадає близько 14%, з них на спалювальні види припадає 11%, гідроенергію — 2,3%, геотермальну енергію — 0,44%, сонячну енергію — 0,04%, енергію вітру — 0,03%,. Частка відновлювальної енергії у виробництві електроенергії досягає 18 %, тепла — майже 26 %.

Всі види відновлювальних енергоресурсів, окрім гідроенергії річок і деревини, ще називають нетрадиційними або альтернативними енергоносіями. В сучасному світі використання альтернативних енергоносіїв стає пріоритетним напрямом розвитку енергетики.

У сучасному світі основним видом енергоресурсів є основні представники невідновлювальних ресурсів — нафта, газ і вугілля. Більшу частину добувної нафти (близько 90%) використовують як паливо, решту застосовують для одержання нафтохімічних продуктів. Це не є раціональним і, за влучним висловом Д.І. Менделєєва, використовувати нафту як паливо рівнозначне спалюванню асигнацій.

За різними оцінками експертів органічне мінеральне паливо при нинішніх обсягах споживання та темпах зростання їхнього видобутку можуть бути вичерпані через 100–300 років. Останнім часом частка цих джерел енергії дещо знижується за рахунок розвитку атомної енергетики та використання альтернативних енергоресурсів. Проте за оцінками експертів в найближчому майбутньому роль нафти і газу як енергоносіїв ще залишиться переважною та визначальною.

Вторинні енергоресурси — це енергія різних видів, яка отримується в основно­му технологічному процесі як побічний продукт або відходи основного виробництва. До них належать гудрони, мазут та інші залишкові продукти переробки нафти, шахтний, рудниковий, доменний і коксовий гази, відпрацьована пара силових промислових установок, відхідні гази, гаряча вода, біовідходи сільського господарства та тваринництва, гази з біомаси, промислові відходи деревини в лісопромисловості тощо. Такі енергоресурси можна частково чи повністю використати для господарських потреб з метою енергозбереження.

Умовне паливо

Різні види органічного мінерального викопного палива мають різну якість, яка характеризується питомою теплотворною здатністю палива, тобто кількістю теплоти, що виділяється при повному згоранні одиниці його маси. Здебільшого за цим показником розрізняють їхню матеріальну цінність.

Для зручності обліку та зіставлення теплової цінності різних видів паливно-енергетичних ресурсів енергетики країн СНД використовують розрахункову одиницю, яку називають умовним паливом (у.п.). Прийнято, що теплота згоряння 1 кг твердого, рідкого або 1 м3 газоподібного умовного палива становить 29,3 МДж (7000 ккал), що відповідає висококалорійному кам'яному вугіллю. Для перерахунку натурального палива в умовне використовують вугільний еквівалент (в.е.), значення якого для основних видів органічного палива орієнтовно приймають такі: нафта, газовий конденсат — 1,4; природний горючий газ — 1,2; скраплений газ — 1,6; кам’яне вугілля — 0,75; торф, буре вугілля — 0,4; горючі сланці — 0,3; сухі дрова — 0,35. В країнах ЄС, США та ін. еквівалентом є паливо, при згоранні якого виділяється 41,9 МДж або 10 000 ккал, що приблизно відповідає теплоті згоряння нафти. Тому цю величину називають нафтовим еквівалентом (н.е.). Для переведення умовного палива вугільного еквівалента в умовне паливо нафтового еквівалента (згідно з умовною теплотою згоряння вугілля та нафти) використовують такі співвідношення:

1т н.е.1,43т в.е.; 1т в.е.0,7т н.е.

Отже, з наведених даних видно, що ефективність використання нафти, конденсату та природного горючого газу як енергоносіїв значно вища (інколи в декілька разів), ніж використання інших видів органічного палива.

2) як сировина для хімічної промисловості. З нафти і газу, крім різних видів пального, одержують більше, ніж 7000 видів продукції, а саме: мастила, пластмаси, синтетичні волокна, розчинники, антикорозійні покриття, синтетичний каучук, поліетилен, фарби, дорожні бітуми, ізоляційні матеріали, вибухові речовини, добрива, ядохімікати, білково-вітамінні препарати, обгорткові матеріали, сажу, клей, миючі засоби, сірку, вуглекислоту, парафін, ліки та багато інших продуктів переробки.

Без перебільшення можна сказати, що нафта і газ є джерелом речовин, які становлять основу існування і науково-технічного прогресу людства. З кожним днем їхнє значення все розширюється і поглиблюється, вони охоплюють все нові області життя.

У майбутньому роль нафти і газу як енергоносіїв повинна зменшуватися за рахунок заміни їх атомною та альтернативними видами енергії. А нафту і газ варто використовувати здебільшого як сировину для хімічної промисловості.

 

Каустобіоліти

Нафта, вуглеводневий газ, торф, вугілля, горючі сланці, а також інші природні органічні сполуки складають особливу групу мінеральних утворень земної кори. Їх називають горючими корисними копалинами чи каустобіолітами. Буквальний переклад цього терміну з грецької — горючий камінь органічного складу.

В сучасному розумінні каустобіоліти — це горючі корисні копалини, які мають органічний склад, здатні легко загорятись і горіти після усунення джерела вогню, виділяючи при цьому значну кількість теплоти.

За умовами утворення серед каустобіолітів розрізняють 2 основні ряди (за Г. Потоньє):

1. Вугільний ряд, до якого належать каустобіоліти, які залягають на місці свого утворення (сингенетичні до порід): торф, сапропеліт, буре вугілля, вуглисті і горючі сланці, кам’яне вугілля, антрацит. Вугілля відмежовують від сланців за вмістом більше 50% органічної речовини (ОР), а сланці від розсіяної ОР за вмістом приблизно 25% ОР при збереженні ознаки горючості. Сапропелі з озер використовують як органічне добриво в місцевих господарствах і додають у раціон тваринам, оскільки він багатий солями Ca, Fe і P.

2. Бітумний або нафтовий ряд, до якого належать каустобіоліти, що мають переважно міграційну природу, а саме: нафти зі всіма їхніми природними похідними і спорідненими речовинами (мальти, асфальти, озокерит, вуглеводневі гази тощо).

Виходячи із фізичних властивостей (агрегатного стану), бітуми поділяють (за Гефером) на:

1. Гази: а) природний; б) нафтовий; в) вугільний або рудниковий; г) болотний; д) сланцевий.

2. Рідкі бітуми: а) нафти; б) конденсати; в) мальти; г) смоляний, чорний дьоготь.

3. Тверді бітуми: а) озокерит (гірська смола, гірський віск); б) асфальт.

4. Мішані бітуми (суміші з кам’яним вугіллям або гірськими породами): а) бітумінозні сланці; б) гагат (з бурим вугіллям); в) смолистий пісковик; г) асфальтовий вапняк.

На відміну від каустобіолітів вугільного ряду газоподібні та рідкі горючі корисні копалини бітумного ряду характеризуються надзвичайною рухливістю в земній корі.

Нафта

 

Слово “нафта” походить від мідійського “нафата” (та, що просочується, витікає), яке в подальшому трансформувалось в персидське “нефт” і грецьке “нафта”. В різних країнах нафту називають по-різному (ойл, петролеум, ердель), але в більшості випадків змістове значення цих найменувань — “земляне”, “гірське” або “кам’яне” масло.

Що таке нафта? Однозначно визначити це поняття неможливо із-за його багатогранності.

З погляду геологів нафта це корисна копалина з ряду бітумів, яка має міграційну природу скупчення в гірських породах земної кори.

Для технологів нафтоперегінних заводів нафта — це сировина для одержання пального (бензину, гасу, мазуту), мастил, парафіну, синтетичних матеріалів тощо.

З погляду хіміків нафта — це складна суміш алканів, цикланів і аренів з гетероатомними органічними сполуками.

Для фізиків нафта — це колоїдно-дисперсна складно організована система природних гідрофобних розчинів.

Узагальнюючи ці погляди, можна дати таке тлумачення.

Нафта — це рідка горюча корисна копалина, яка являє собою складну природну суміш вуглеводнів, гетероатомних сполук і смолисто-асфальтових речовин. Зазвичай нафта перебуває в надрах у фазовідокремленому стані, не змішуючись з природними водними розчинами.

Зовнішні ознакинафти: на дотик масляниста рідина, має специфічний (бензиновий) запах, легша за воду, легко загоряється, гідрофобна (у воді не розчиняється), з водою може утворювати емульсії (суміш двох взаємно нерозчинних рідин, з яких нафта розподілена у воді у вигляді дрібних краплинок), розчинна в органічних розчинниках, на світлі люмінесціює. Легкі нафти звичайно світло-коричневі, іноді бруднувато-молочного кольору (“біла” нафта). Важкі нафти — темно-бурі або чорного кольору, деколи із зеленкуватим відтінком.

Хімічний склад

 

Розглядаючи хімічний склад нафти, розрізняють елементний, вуглеводневий і груповий її склад.

1. Елементний склад, тобто кількісний вміст хімічних елементів у сполуках, що утворюють нафту. В складі нафти обов’язково містяться 5 хімічних елементів: карбон, гідроген, сульфур, нітроген, оксиген при різкій кількісній перевазі карбону та гідрогену (в сумі більше 90% за масою). Склад нафт різних родовищ неоднаковий. Середній елементний склад «світової» (усередненої) нафти такий: карбону — 82–87% (мас.), гідрогену — 11–14%, сульфуру — до 3% (рідко до 5–8%), нітрогену — до 2%, оксигену — до 1%. Всі атоми (крім атомів карбону), що входять до складу органічних сполук називають гетероатомами. Хоча вміст гетероатомів у нафті незначний, їхній вплив на склад нафт дуже великий.

У золі, яку одержують у вигляді пилу після спалювання нафти, виявлено до 50 мікроелементів — металів і неметалів: кремній, фосфор, ферум, алюміній, калій, йод, бром, кальцій, магній, натрій, купрум, плюмбум, арґентум, нікель, хром, молібден, ванадій та ін. (елементи розташовані приблизно в порядку зменшення їх вмісту в нафті). Більша частина цих хімічних елементів вміщується в морській воді і могла потрапити в нафту саме звідти. Найцікавішим є підвищений вміст у нафті ванадію та нікелю, які використовують для кореляції (зіставлення) нафт при дослідженні родовищ. Відомо, що ванадій і нікель концентруються в порфіринах (зокрема у хлорофілі — барвній органічній речовині рослин), в результаті чого вміст цих елементів в нафті в декілька разів перевищує їхню концентрацію в земній корі. Кількість золи, що утворюються при спалюванні нафт, невелика — звичайно соті частки відсотка.

2. Груповий склад, тобто вміст різних груп хімічних сполук, що утворюють нафту. Усього з нафт виділено понад 1000 індивідуальних хімічних сполук. При цьому розрізняють вуглеводневий і невуглеводневий склад.

Вуглеводневийсклад нафти служить важливою характеристикою, яка визначає тип нафти, оскільки вуглеводні (ВВ) здебільшого переважають над іншими класами речовин.

У нафті виділяють 3 класи ВВ:

1) метанові (парафінові), або алкани, із загальною формулою CnH2n+2. Це ланцюгові насичені ВВ (тобто такі ВВ, у яких всі валентності С повністю насичені), які здатні лише до реакцій заміщення.

Представники метанових вуглеводнів: СН4 — метан; С2Н6 — етан; С3Н8 — пропан; С4Н10 — бутан; С5Н12 — пентан; С6Н14 — гексан; С7Н16 — гептан; С8Н18 — октан; С9Н20 — нонан; С10Н22 — декан.

За нормальних умов (00С і 760 мм ртутного стовпчика) метанові вуглеводні перебувають у такому агрегатному стані: від СН4 до С4Н10 — гази; від С5Н12 до С15Н32 — рідини; від С16Н34 і вище — тверді речовини (парафіни та церезини).

Починаючи з бутану, метанові вуглеводні поділяють на:

а) нормальні (з прямим ланцюгом), наприклад, n–бутан СН3–СН2–СН2–СН3;

б) ізомерні (з розгалуженим ланцюгом), наприклад, i–бутан:

Вуглеводні метанового ряду складають основну частину нафт, які не зазнали істотних змін.

Парафінові нафти мають найменшу густину та найбільшу теплотвірну здатність.

2) нафтенові (поліметиленові, або циклани, або циклопарафіни) із загальною формулою СnH2n. Це насичені вуглеводні, які мають в основі замкнуте кільце (цикл) із метилових (СН2) груп. Найчастіше в нафтах трапляються циклопентани й циклогексани та їхні похідні.

Циклопентан C5H10 Циклогексан C6H12

 

До кілець можуть приєднуватись ланцюжки метанової будови.

При звичайних температурах нафтенові вуглеводні стійкі.

Будь-який вуглеводень, який складається із радикалів метанового ряду й містить хоча би один цикл нафтенового ряду, належить до нафтенового.

3) ароматичні, або арени, із загальною формулою CnH2n–6. Це ненасичені циклічні вуглеводні, в основі яких лежить бензольне кільце. Наприклад,
бензол C6H6:

Ароматичні вуглеводні завжди присутні в нафтах, але рідко переважають в їхньому складі над іншими вуглеводнями. Ці вуглеводні досить стійкі, але вони більш хімічно активні в порівнянні з метановими і нафтеновими вуглеводнями, оскільки мають подвійні зв’язки між атомами карбону, що зумовлює їхню здатність до реакцій приєднання та полімеризації. При нагріванні ароматичні вуглеводні розкладаються з переходом в насичені вуглеводні.

Крім того, в нафтах міститься значна кількість «гібридних» вуглеводнів різноманітних типів. У таких вуглеводнях разом пов’язані різні структурні групи — алканові ланцюги, циклопарафінові та аренові цикли. В нафтах переважно трапляються нафтеново-ароматичні вуглеводні. Прийнято вважати, що якщо вуглеводень має хоча би один цикл ароматичного ряду, то його зараховують до ароматичного. Гібридні вуглеводні сконцентровані переважно у висококиплячих фракціях нафти

Невуглеводневі компоненти нафти поділяють на такі, які можна описати хімічною формулою, і ті, структура яких не може бути визначена однозначно. До перших належать сульфурні, нітрогенні та оксигенні сполуки, до других — смолисто-асфальтові речовини та домішки.

Сульфурні сполуки. Сульфур в нафті може перебувати у складі неорганічних і органічних сполук.

Серед неорганічних сполук сульфуру в нафті присутні елементна сірка (колоїдний розчин) і сірководень.

Органічні сполуки сульфуру в нафті: меркаптани (тіоспирти), сульфіди, дисульфіди, тіофени та тіофани. Меркаптани мають сильний неприємний запах. Цю властивість використовують для виявлення витоків газу на нюх при експлуатації побутового газового обладнання шляхом додавання їх у газорозподільну систему;

Елементна сірка, сірководень і меркаптани належать до так званої “активної сірки” і є шкідливими компонентами в нафті через їхню здатність активно реагувати з металами, спричиняючи їхню корозію. Крім того, сульфурні сполуки в нафтах і нафтопродуктах сприяють забрудненню навколишнього середовища, додають їм неприємний запах, мають токсичні властивості, а також погіршують антидетонаційні властивості бензинів. Все це знижує якість нафт з великим вмістом сульфуру та відповідно їхню продажну ціну на світових ринках. Нафти з великою густиною звичайно вміщують сульфуру більше, ніж легкі нафти. Близько третини всієї нафти, що видобувають у світі, вміщує більше 1% сульфуру. Високий вміст сульфурних сполук характерний для нафт, які залягають у карбонатних відкладах осадової товщі земної кори.

Нітрогенні сполуки. Найчастіше в нафті містяться піридин, хінолін, порфірин.

Вміст нітрогенних сполук у нафті 1,0–1,5%, більша половина їх зосереджена в смолисто-асфальтовій частині.

Оксигенні сполуки. Оксиген утворює в нафті такі основні хімічні сполуки: нафтенові кислоти(сполуки нафтенового циклу з карбоксильною групою СООН; мають діагностичне значення при пошуку нафти) феноли, жирні кислоти та їхні похідні. Переважна частина оксигенних сполук міститься в смолисто-асфальтовій частині нафти.

Смолисто-асфальтові (асфальто-смолисті) речовини. Хімічна будова цих компонентів нафти дуже складна й мало вивчена. Смолисто-асфальтові речовини не є вуглеводнями, а являють собою високомолекулярні поліциклічні органічні сполуки, до складу яких входять, окрім карбону та гідрогену, сульфур, нітроген і оксиген. Вони колоїдно розчинені в нафті, при перегонці не википають і мають темно-бурий і чорний колір. Смолисто-асфальтові речовини присутні у всіх нафтах і кількість їх іноді перевищує 45%. Основна маса цих речовин міститься в гудроні — в’язкій смолистій масі, яка залишається після виділення із нафти легких і масляних фракцій. Цей гудрон являє собою високодисперсні колоїдальні розчини асфальтенів у нафтових смолах.

Смолисто-асфальтові речовини хімічно неактивні, що не дає змоги розділяти їх на складові частини за допомогою функціональних реактивів. Тому в нафтовій хімії прийнято поділ їх на групи проводити не на основі хімічного складу, а за відношенням до різних розчинників. З цією метою використовують адсорбційні та екстракційні методи. Адсорбційні методи ґрунтуються на здатності поверхневих шарів твердого тіла (силікагелю) поглинати рідини. Екстракційні методи дають змогу розділяти суміші речовин на компоненти за допомогою органічних розчинників (петролейного ефіру, хлороформу, бензолу, спиртобензолу та ін.), в яких вони розчиняються неоднаково. За допомогою цих методів смолисто-асфальтові речовини нафти поділяють на смоли і асфальтени. Нафтові смоли являють собою напіврідкі або тверді речовини, які розчиняються в петролейному ефірі та адсорбуються з цього розчину силікагелем. Густина смол дещо більша 1000 кг/м3, а молекулярна маса коливається від 500 до 1000. Асфальтени є твердою, аморфною, крихкою речовиною і на відміну від смол більш високомолекулярні (а це свідчить про те, що вони мають більш складну молекулу, ніж смоли), нерозчинні в петролейному ефірі, але розчиняються в бензолі й хлороформі. При нагріванні асфальтени не плавляться, а здуваються та розкладаються, перетворюючись в коксоподібну речовину. Асфальтени є головними складовими частинами таких твердих бітумів, як гільсоніт і асфальтит.

Смолисто-асфальтові речовини мають високу поверхневу активність і при високому вмісті їх в нафті ускладнюють умови фільтрації її в продуктивних пластах. Припускається, що смолисто-асфальтові речовини утворились частково в результаті окиснення та полімеризації вуглеводнів, що входять до складу нафти.

Домішки. Нафта вміщує дуже малі кількості різноманітних домішок, як органічних, так і неорганічних. Серед органічних домішок в нафті під мікроскопом виявлені такі стійкі утворення, як кременисті скелетні залишки, скам¢янілі уламки деревини, спори, спікули, водорості тощо. Неорганічні речовини в нафті представлені механічними домішками у вигляді піску, глинистих мінералів, солей (переважно хлориди), які іноді виносяться із свердловини на поверхню разом з нафтою. Вони осаджуються із супутньої нафті води, що вказує швидше на їхній зв’язок з морською водою, ніж з нафтою. Більшість нафт вміщує хлорид натрію (кам’яну сіль), яка присутня в пластовій воді, що звичайно вилучається разом з нафтою. Значний вміст солі (більше 0,7%) діє подібно до сірки, спричинюючи корозію обладнання. Технологія видобування нафти та підготовки її до подальшого використання передбачає відділення від нафти води і розчинених в ній солей шляхом обезводнення і знесолювання продукції, що поступає із свердловини .

Крім того, при експлуатації свердловин на поверхню разом із нафтою часто виноситься пластова вода, яка, зрозуміло, не є компонентом нафти.

 

Фізичні властивості

Фізичні властивості нафти, як і хімічний склад, визначають її характер і товарні якості. Нижче наведені основні фізичні ознаки (параметри) нафти, які використовують при підрахунку її запасів, проектуванні розробки родовищ, оцінці якості, розрахунках нафтопроводів, транспортуванні тощо.

1. Густина — це маса нафти в одиниці її об’єму. Густина є найважливішою інтегральною величиною, що відображає склад і властивості нафти та є визначальним показником її якості. Знаючи густину, фахівець має перше наближене уявлення про нафту

Найчастіше густину нафти позначають літерою r і виражають в кг/м3, г/см3 або т/м3. У довідниках часто наводять відносну густину нафти, яка чисельно дорівнює відношенню густини нафти при 200С до густини дистильованої води при 40С. Відносна густина нафти позначається символом r420 або і є безрозмірною величиною, оскільки показує у скільки разів маса нафти певного об’єму при 200С менша (дуже рідко більша) маси дистильованої води при 40С. Чисельно відносна густина нафти дорівнює її значенню в г/см3 або т/м3.

На густину нафти істотно впливають її склад (особливо фракційний) і температура. Якщо в хімічному складі нафти переважають метанові ВВ, то вона легша за нафту, збагачену ароматичними ВВ. Чим більше в нафті смолисто-асфальтових речовин, тим вища її густина. У легких нафтах вихід «світлих» фракцій, що википають при нижчих температурах (бензинових, гасових, газойлевих), більший, ніж вихід фракцій, що википають при вищих температурах. Із збільшенням температури густина нафти зменшується.

У надрах густина нафти завжди менша, ніж на земній поверхні, оскільки в пластових умовах нафта містить розчинений газ (чим його в нафті більше, тим густина нафти менша) і перебуває під більшою температурою. Пластовий тиск на густину нафти має незначний вплив.

На поверхні при стандартних умовах густина нафти може набувати числових значень від 750 до 1040 кг/м3 (найчастіше в межах 820–920 кг/м3). Нафти з густиною понад 1000 кг/м3називають мальтами. У пластових умовах густина нафти змінюється в межах 500–950 кг/м3 (здебільшого в межах 650–850 кг/м3).

Густину дегазованої нафти, відібраної на гирлі свердловини, визначають при стандартних (поверхневих) умовах лабораторними методами переважно за допомогою ареометрів (нафтоденсиметрів) або пікнометрів. Густину пластової нафти, піднятої із свердловини глибинними пробовідбірниками із збереженням пластових умов, визначають у лабораторії на спеціальній апаратурі. Крім того, густину пластової нафти можна розрахувати, використовуючи результати досліджень інших парметрів нафти.

Для переведення густини нафти, виміряної на поверхні при стандартних умовах, у густину нафти в пластових умовах використовують формулу

, (1.1)

де rн.п густина нафти в пластових умовах, кг/м3; rн.дгустина дегазованої нафти, виміряної на поверхні при стандартних умовах, кг/м3; — відносна густина газу, розчиненого в нафті; S — газовміст пластової нафти, м33; b — об’ємний коефіцієнт нафти.

Важлива заувага: Не слід плутати поняття «густина нафти» із поняттям «питома вага нафти», оскільки питома вага нафти — це відношення ваги (не маси!) нафти до її об’єму. Питому вагу нафти вимірюють у Н/м3 і зазвичайпозначають літерою g. Густина та питома вага нафти пов’язані між собою співвідношенням

g =r g,

де g = 9,8 м/с2 прискорення вільного падіння.

2. В’язкість — властивість нафти чинити опір взаємному руху її частинок під дією зовнішніх сил. В’язкість визначає ступінь рухливості нафти в надрах і суттєво впливає на продуктивність свердловин і ефективність розробки покладів.

Розрізняють два види в’язкості: динамічну та кінематичну.

Динамічна (абсолютна) в’язкість (η) виражається величиною, що кількісно (в Па·с) характеризує опір взаємному переміщенню шарів нафти. Оскільки числові значення динамічної в’язкості, виражені в Па∙с, для нафти надто малі й незручні для вживання, то на практиці використовують тисячну частку цієї одиниці — мПa·с. Зручною та допустимою до застосування у нафтовій промисловості є одиниця динамічної в’язкості в системі CГС — пуаз (П) та її сота частка — сантипуаз (сП). При цьому між вказаними одиницями виміру існують такі співвідношення:

1 Па·с=103 мПа·с=10 П=103 сП

1 мПa·с=10–3 Пa·с=10-2 П=1 сП

1 П=10–1 Пa·с=102 сП=102 мПа⋅с

1 сП = 10–2 П= 1 мПа⋅с = 10-3 Па⋅с

Між наведеними розмірностями динамічної в’язкості справедливі такі співвідношення:

1 Па∙с=1000 мПа∙с=10 П=1000 сП;

1 мПа∙с=10–2 П=1 сП;

1 П=100 сП=0,1 Па·с=100 мПа∙с;

1 сП =10–3 Па·с=1 мПа∙с.

Величину, обернену до динамічної в’язкості, називають текучістю (φ):

φ=1/η. (1.2)

Кінематичнав’язкість (ν) — це відношення динамічної в’язкості нафти (η) до її густини (ρ) при тій же температурі:

ν=η/ρ. (1.3)

Одиниця її виміру в системі CІ — м2. Прийнятними та зручними до застосування на практиці й при розрахунках є одиниця кінематичної в’язкості в системі CГС — стокс (Ст) та її сота частка — сантистокс (сСт). При цьому

1 м2/с=104 см2/с =104 Ст=106 сСт

1 Ст=1 см2/с=102 сСт=10-4 м2/с.

1 сСт=10–2 Ст=10–2 см2/с=10–6 м2.

Окрім цих видів в’язкості на практиці для зручності та оперативності вимірювання ще використовують поняття «умовна в’язкість», під якою зазвичай розуміють відношення в’язкості нафти до в’язкості води. При цьому в’язкість визначають у різних умовних одиницях — наприклад, у градусах Енглера (оЕ). Число градусів Енглера являє собою відношення часу витікання 200 см³ нафти при певній температурі до часу витікання такого ж об’єму води при температурі 200С через отвір певного діаметра спеціального приладу. Переведення градусів Енглера в одиниці кинематичної в’язкості проводять за спеціальними таблицями.

В’язкість нафти залежить від її складу, термобаричних умов і особливо від кількості розчиненого газу. Меншу в’язкість мають легкі нафти, нафти з високою температурою та нафти з великим вмістом розчинених газів.

В поверхневих умовах при 200С в’язкість нафти змінюється в широких межах від 0,2 до 2000 мПа∙с (сП), а найчастіше має значення 0,8–50 мПа∙с (сП). При цьому нафти з в’язкістю менше 5 мПа∙с (сП) вважаються малов’язкими, а з в’язкістю більше 25 мПа∙с (сП) — високов’язкими. Деякі нафти при охолодженні утворюють колоїдні системи в результаті кристалізації або коагуляції частини компонентів, що входять в її склад (асфальтенів, парафінів). В’язкість таких нафт різко підвищується, при

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти