книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

ний содержание нефти, газа и воды в скваж инной продукции различно. Добываемые флюиды поступаю т к оборудованию для сбора и промыс­ ловой подготовки по выкидной линии — специальному трубопроводу, начинающемуся от фонтанной арм атуры .

Существует несколько систем сбора скваж инной продукции на не­ фтяных промыслах. Н апример, одна из систем использует высокие зн а ­ чения устьевого давления (до 7,0 МПа). В этом случае продукция сква­ жин перекачивается на десятки километров до центрального сборного пункта. Недостатком системы явл яется то, что и з-за высокого содер­ жания газа в смеси (до 90 % по объему) в трубопроводе происходят пуль­ сации давления и расхода. Этот ф актор вы зы вает усталостное р азр у ­ шение трубопроводов и отрицательно влияет на работу сепараторов.

Транспортировать скваж инную продукцию по м агистральны м н еф ­ тепроводам нельзя. Во-первых, вода — это балласт, вызываю щ ий к тому же ускоренную коррозию трубопроводов. Во-вторых, скопления газа в вершинах профиля трассы и воды в пониженных точках трассы созда­ ют дополнительные сопротивления течению нефти. Целью промысло­ вой подготовки нефти явл яется ее дегазация, обезвож ивание, обессо­ ливание и стабилизация. Д егазация неф ти осущ ествляется в аппарате, который называется сепаратором, а сам процесс — сепарацией. Чем больше ступеней сепарации, тем меньш е газа содерж ится в нефти.

3.8.Ф ИЗИЧЕСКИЕ СВОЙ СТВА НЕФТИ

Плотность р — важ нейш ий показатель неф ти и неф тепро ­ дуктов, который определяется как масса единицы ее объема при опре­ деленной температуре. Часто использую т понятие относительной плот­

ности />4° как отношение плотности неф ти при 20 °С к плотности прес­ ной воды при 4 *С.

Следует отметить, что не сущ ествует единой классиф икации неф ти даже по плотности. По одной из классиф икаций различаю т следую щ ие

П лотность неф ти и ее ф ракц ий явл яется косвенной характеристи ­ кой их химического состава, так как плотности основных трех групп углеводородов — параф иновы х, наф теновы х и аром атических суще­ ственно различаю тся.

Вопреки распространенном у мнению н еф ть не всегда им еет черный цвет. Ц вет неф ти придаю т содерж ащ иеся в ней высокомолекулярные вещ ества, в состав которых одновременно входят кислород, сера, азот и м еталлы . С ущ ествует, наприм ер, белая, красн ая и зел ен ая нефть. Б ел ая неф ть — прозрачная, залегает на небольш ой глубине, имеет га­ зоконденсатное происхож дение и малую плотность 0,782 г/с м :!. Красная н еф ть зал егает глубж е, богата бензино-керосиновы м и ф ракц иям и и

явл яется более плотной — 0,810 г/с м 3. Чем тяж ел ее (плотнее) нефть, тем она темнее. Плотность конденсированных аром атических углево­ дородов, содерж ащ их гетероатомы, изм еняется в пределах от 0,85 до 0,90 г /с м 3, а их цвет — от коричневого до черного.

О светление неф ти в природны х условиях происходит при ее мигра­ ции (ф ильтрации) в недрах Земли. М елкопористые известняки, песча­ ники и глинистые пласты вы ступаю т как сита (фильтры), которые удер­ ж иваю т тяж ел ы е углеводороды. Этот вывод подтверж дается фактами н ахож ден ия конденсированны х аром атических вещ еств в глиняных пластах неф тяны х месторождений.

В больш инстве случаев плотность неф ти меньш е единицы. Главны­ ми ф акторам и, определяю щ ими плотность неф ти, являю тся содержа­ ние растворенны х газов и смол, а такж е ф ракционны й состав. Высоко­ вязк ая смолистая неф ть имеет плотность около единицы, а нефть газо­ конденсатных м есторож дений очень легкая р ~ 0,75— 0,77 г/см 3.

П лотность неф тяны х ф ракций (дистиллятов) увеличивается по мере возрастания тем пературны х пределов их выкипания. Например, плот­ ность ф ракции ишимбаевской неф ти с пределами вы кипания 95— 122 С равна 0,7328 г/с м 3, а ф ракции 450— 500 °С — уж е 0,9111 г/см 3. При этом плотность сырой неф ти составляет 0,8680 г /с м 3.

О тносительные плотности углеводородов возрастаю т в ряду:

алканы < н а ф т е н ы < арены .

П лотность неф ти и н еф теп родуктов чувствительна к изменению тем пературы (рис. 3.15).

П арам етры реж им ов транспортировки неф ти по магистральным трубопроводам определяю тся, главным образом, плотностью, вязкое-

тью и их зависимостью от тем пературы и давления. Зависим ость плот­ ности нефти р (кг/м 3) от тем пературы Т (°С) определяется следую щ ей зависимостью:

где рт — плотность н еф ти при 20 °С; /?— коэф ф ициент объемного тем ­ пературного расш ирения (0,000937 1 /град — для легких сортов неф ти, 0,000490 1/град — для тяж ел ы х сортов нефти).

Рис. 3.15. Зависимость плотности нефти и нефтепродуктов от температуры

Зависимость плотности неф ти от давления р определяется зависи ­ мостью

где р0 — плотность неф ти в стандартны х условиях; /?(1 / Па) — коэф ф и ­ циент сжимаемости неф ти, среднее значение которого 0,00078 1 /М П а.

Нефть и неф тепродукты представляю т собой смесь сотен индиви­ дуальных углеводородов, поэтому они характеризую тся средней м оле­ кулярной массой. С редняя м олекулярная масса нефти 250— 300 кг/моль. Первый представитель ж идких углеводородов — пентан С5Н 12 им еет молекулярную массу 72 кг/м оль. У вы сокомолекулярны х гетероатом - ных соединений неф ти и ее вы соковязких ф ракций м олекулярная м ас­ са составляет 1200— 2000 кг/м оль. М олекулярная масса тем больш е, чем больше средняя тем п ература кипения ф ракции . Н априм ер, ф р ак ­

ция 100— 150 °С им еет средню ю м олекулярную м ассу 110, а ф ракция 500— 550 °С им еет — 412.

М олекулярная масса смеси неф тяны х ф ракц ий рассчиты вается по

правилу аддитивности (прибавления), исходя из их известного состава и м олекулярны х масс.

тепродуктов относятся свойства, определяю щ ие их поведение при ис­ пользовании потребителями. Т ем пература неф ти является параметром, определяю щ им ее ф азовы е переходы , реологические и структурно­ м еханические свойства. Важ нейш им и показателям и потребительских свойств неф ти и неф тепродуктов являю тся характерны е температуры, которые входят в соответствую щ ие стандарты .

Т е м п е р а ту р а кипения по отнош ению к неф ти в строгом понимании применена быть не м ож ет, поскольку неф ть и ее ф ракци и — это смесь большого количества углеводородов и других хим ических соединений, которую невозможно раздели ть на индивидуальны е вещ ества. По этой причине пользую тся понятием истинной тем пературы кипения (ИТК) узких ф ракций неф ти и их выходов (% масс, от загрузки), на которые д елят весь интервал кипения (рис. 3.16). К аж дую такую ф ракцию рас­ сматриваю т в дальнейш ем как компонент неф тяной смеси со своими ф изическим и свойствами. Состав н еф ти по И Т К вы р аж ается в виде дискретны х точек, представляем ы х монотонной кривой.

Т е м п ер а ту р а п о м у тн е н и я — это м аксим альная тем пература, при которой в проходящ ем свете неф тепродукт м еняет прозрачность в срав­ нении с образцом. Э ту тем пературу определяю т для бензинов, авиаке­ росинов и дизельны х топлив. Причиной пом утнения при охлаждении топлив явл яется начало образования по всему объем у м елких кристал­ ликов н-алканов.

Т е м п е р а ту р а начала к р и с та л л и за ц и и является характеристикой низкотем пературны х свойств авиционны х топлив, в составе которых практически отсутствую т н -алканы . Э ту тем п ерату ру (обычно ниже минус 50 °С) ф иксирую т визуально, наблю дая за появлением первых кристаллов в проходящ ем свете. Этими кристаллам и являю тся нафте­ ноароматические углеводороды.

Т е м п ер а ту р а за с т ы в а н и я — это тем пература, при которой нефть или неф тепродукт теряю т подвижность. Она определяет транспорта-

бельность углеводородов при низких тем пературах и обустройство топ­ ливных систем двигателей и энергоустановок. П отеря подвижности свя­ зана с явлениями ф азовы х переходов вещ ества и переходом неф ти и нефтепродукта из одного реологического класса в другой.

Выход фракций, % об/мас.

Рис. 3.16. Кривая зависимости температур кипения от выхода фракций не­ фти при ее нагревании: tv t.M tn — температуры кипения при отборе дистиллята в точках x v x v ..., хп; фракция (tj ~ t,2) выкипа­

В продуктах, содерж ащ их параф иновы е углеводороды, такой п ере­ ход вызван возникновением м нож ества кристаллов, образую щ их по всему объему каркас, внутри ячеек которого остается незасты вш ая на­ фтеноароматическая часть продукта. С тепень неподвиж ности неф ти определяется прочностью кристаллического каркаса (статическим на­ пряжением сдвига) и возросш ей вязкостью иммобилизованной ж идкой фазы.

Нефтепродукты, не содерж ащ ие параф иновы х углеводородов, те ­ ряют подвижность (засты ваю т) всл ед стви е п ерехода в коллоидное (стеклообразное) состояние за счет резкого увеличения вязкости.

Т е м п ер а ту р а плавления характер и зу ет свойства тверды х кристал­ лических неф тепродуктов — параф инов, церезинов и восков, опреде­ л яя тем пературу ф азового перехода из твердого состояния в жидкое. Н априм ер, параф ин плотностью 0,7735 г/с м 3 (мольная масса 326) имеет тем пературу плавления 52,2 “С и теплоту плавления 163 кД ж /кг.

Одной из ф изических характеристик группы тверды х коллоидооб­ разн ы х неф тепродуктов (гудроны, битумы, пеки) является тем перату­ ра разм ягчения. Процесс разм ягчения не х ар актер и зу ется фазовым переходом. Т е м п ер а ту р а разм ягчения — это тем пература, при кото­ рой ш арик под действием силы тяж ести пройдет насквозь слой битума

встандартном кольце.

Предельная т е м п е р а т у р а ф и л ъ т р у е м о с т и (ПТФ) — это тем пера­ тура, при которой прохож дение охлаж даем ого топлива через стандар­ тный ф ильтр прекращ ается. Это связано с тем, что при определенной тем пературе образуется много кристаллов параф ина, которые, осаждаясь на поверхности ф ильтра, прочно его забивают. Обычно П ТФ ниже тем п ературы помутнения на несколько градусов.

П ож арооп асн ость определяется способностью смесей паров нефти с воздухом восплам еняться и взры ваться. Под тем пературой воспла­ менения н еф ти понимаю т тем пературу, при которой н еф ть при подне­ сении открытого пламени горит. Д ля разны х партий неф ти этот пара­ метр м ож ет изм еняться от 100 до 450 "С. Значения концентрации паров неф ти в воздухе, при которых происходит вспы ш ка смеси при поднесе­ нии открытого огня, составляю т от 2 до 10 %.

Э л е к тр и за ц и я неф ти обусловлена ее высоким электрическим со­ противлением, т. е. диэлектрическим и свойствами. П ри трении частиц неф ти м еж ду собой и о стенки трубопроводов возникаю т заряд ы стати­ ческого электричества. Д ля воспламенения неф ти достаточно разряда

сэнергией 4— 8 кВ.

То кси ч н о сть неф ти обусловлена отравляю щ им действием паров неф ти на организм человека. П ри этом наблю дается повы ш енная забо­ леваем ость органов ды хания, ф ункциональны е изм енения со стороны

нервной системы, изм енение кровяного давления и зам едление пульса.

В я зк о с т ь — одна из главны х ф изи чески х характеристик, определяю щ ая свойство неф ти сопротивляться относительному пере­ мещ ению ее частиц. К оэф ф ици ент динамической вязкости неф ти ме-

няется в широких пределах: м ож ет быть соизмерим с коэф ф ициентом вязкости воды — 1.0 мПа • с, а м ож ет превы ш ать 1000 мПа ■с. Чем тя ж е ­ лее нефть, тем она более вя зк ая и менее подвиж ная, поэтому тяж елую нефть транспортировать по трубам и извлекать из недр всегда труд ­ нее, чем легкую. В язкость неф ти увеличивается при охлаж дении и при повышении давления.

Поверхностное н атяж ен и е во многом определяет миграцию нефти в системе флюидов в недрах. Поверхностное натяжение для нефти 0,03 Н /м ,

что в три раза меньше, чем д л я воды.

Для того чтобы образовать в ж идкости новую единицу поверхности, нужно преодолеть силы п р и тяж ен и я молекул, вы ходящ их на эту по­ верхность. П оверхностное н а т я ж е н и е — это работа, которую необхо­ димо совершить для образования новой (дополнительной) поверхности раздела фаз. В соответствии с данны м определением поверхностное натяжение егимеет силовой и энергетический аспекты и, соответствен­

но, измеряется в Н /м или Д ж /м -.

Величина о растет с увеличением молекулярной массы углеводоро­ дов: минимально д л я насы щ енны х параф иновы х и максимально для ароматических. Значения поверхностного натяж ения некоторы х угле­

Большинство гетероатомны х соединений, обладая полярными свой­ ствами, имеют поверхностное натяж ение ниж е, чем у углеводородов. Этоочень важно, поскольку их наличие в нефти играет важную роль в об­ разовании водонефтяных и газонефтяных эмульсий. Вода при 20 "С в кон­ такте с воздухом имеет а —0,0727 Н /м (или м Д ж /м 2), ртуть — 0,486 Н /м . Соленая вода имеет больш ее значение поверхностного натяж ения, чем пресная вода.

Поверхностное н атяж ен и е сущ ественно зависит от тем пературы . Например, нефтяные ф ракции со средней молекулярной массой 200 при температуре 0 °С имеют о = 0,032 Н /м , а при 150°С величина их поверх­ ностного натяж ения намного ниж е сг= 0,018 Н /м . Поверхностное н атя ­

ж ение неф ти и воды на границе с газом составляет от 5 до 70 м Н /м и ум еньш ается с ростом тем пературы и давления. П оверхностное натя­ ж ение на границе неф ть— вода обычно находится в пределах от 20 до 30 м Н /м .

П оверхностны й слой обладает избы тком энергии, поэтому любая ж идкость стрем ится сократить свою поверхность. По этой причине в состоянии невесомости ж идкость приним ает ф орм у ш ара, имеющего минимальную поверхность на единицу объема. На искривленной повер­ хности ж идкости с радиусом кривизны г возникает дополнительное к внеш нему внутреннее давление Др = 2а/г. Чем меньш е разм еры капель

вводонеф тяной эмульсии, тем интенсивнее внутреннее давление в них

итем ближ е ф орма капель к сферической. Н апример, если в дисперс­ ной системе «вода в нефти» капля воды им еет диам етр 1 мкм, то внут­ реннее давление в этой капле равно 0,3 МПа.

Дисперсность (раздробленность) частиц влияет на скорость ф изи­ ко-химических процессов на границе раздела ф аз, например, резко ус­ коряет процессы окисления и горения. Ж идкое топливо (бензин, керо­ син, мазут) при работе двигателей внутреннего сгорания, реактивных двигателей, котлов дробится на м елкие капли, то есть превращ ается в

дисперсную систему.

3 .8.4. Т е п л о ф и зи ч е с к и е с в о й с т в а н еф ти

Теплоемкость любого вещ ества зависит от внеш них условий (табл. 3.6): теплоемкость при постоянном давлении С больш е теплоем­ кости при постоянном объеме Сг. П ри одном и том ж е числе атомов уг­ лерода в м олекуле вещ ества наибольш ая теплоемкость соответствует алканам .

Таблица 3.6. Мольная теплоемкость углеводородов при разных температурах, Дж /моль ■К

Силы молекулярного взаимодействия в нефти достаточно велики: для перехода молекул в газовую ф азу требуется значительная энергия — энергия испарения. И сп ар яем о сть — свойство неф ти переходить в га­ зообразное состояние при тем пературе меньш ей, чем тем пература ки ­ пения. Скорость испарения неф ти зависит от содерж ания в ней легких фракций и температуры . С кры тая теплота испарения индивидуальны х углеводородов уклады вается в диапазоне от 300 до 410 кД ж /кг. И спа­ рение бензинов — одна из основных причин естественны х потерь и выб­ росов в окружающую среду токсичны х углеводородов. При транспор­ тировке, хранении и заправке автомобилей бензином потери от испа­

рения достигают двух процентов.

Скрытая теплота испарения зависит не только от природы вещ ества (табл. 3.7), но и от тем пературы и давления среды . В критической точке, где нет различия м еж ду ж идкостью и паром, скры тая теплота и спаре­

Скрытая теплота плавления зависит от тем пературы плавления ве­ щества и давления среды (табл. 3.8).

Таблица 3.8, Скрытая теплота плавления некоторых углеводородов, кДж/кг

Теплопроводность зависит от природы вещ ества и температуры . Н аи­ меньшей теплопроводностью обладают газы и пары, наибольш ей— твер­

дые тела. В среднем значение коэф ф ициента теплопроводности жидких нефтепродуктов уклады вается в диапазоне 0,377— 0,503 кД ж /м • ч ■К или 0,1047— 0,1397 В т /м -К .

П ри горении неф тепродуктов происходит превращ ение углеводо­ родов в диоксид углерода и воду. При этом вы д еляется тепловая энер­ гия. запасенная древним и растен иям и и организмами много миллионов лет назад. При недостатке кислорода происходит неполное окисление и образуется оксид углерода СО — угарны й газ. Значение удельной т е п л о т ы сгорания неф ти колеблется в пределах от 42,7 до 46,2 М Дж/кг П ри этом часть вы деляю щ егося тепла расходуется на испарение обра­ зую щ ейся в процессе реакции горения воды. Чем тяж ел ее топливо, тем относительно меньш е воды образуется при его сжигании.

природе разделяю тся на сопровож даю щ ие неф ть (попутные) и добы­ ваем ы е из газовы х и газоконденсатны х месторож дений. Количество попутны х газов, вы деляю щ ихся из неф ти при ее добыче, определяется газовы м ф актором Г, вы раж аю щ им количество кубометров газа в нор­ м альны х условиях на тонну нефти. Этот показатель прям о указывает на родство природного газа и неф ти и позволяет рассм атривать газ как самую легкую ф ракцию нефти.

Различие м еж ду сырой неф тью и природным газом заклю чается в разм ерах молекул углеводородов. В норм альны х условиях любой угле­ водород, молекула которого содерж ит от одного до четы рех атомов уг­ лерода, сущ ествует в виде газа. П риродны й газ п редставляет собой смесь четы рех «коротких» углеводородов (табл. 3.9). Газ с одним ато­ мом углерода в м олекуле назы вается метаном (СН4), с двум я — этаном (С2Н (.), с трем я — пропаном (C:iHa), с четы рьм я — бутаном (С4Н ]1(). Все они относятся к классу алканов.

В природном газе метан всегда явл яется преобладающ им. Многие м есторож дения природного газа содерж ат практически чистый метан Газ, который используется для отопления в промышленности и в быту — тож е метан. Пропан и бутан при сгорании даю т больш е тепла, их обыч­ но отделяю т от природного газа и использую т отдельно. Сжиженный неф тяной газ получаю т из пропана.