книги / Нефтегазовое дело. Полный курс
.pdfний 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
3.8.1. |
П лотность и м о л е к у л я р н а я м а с с а н еф ти |
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
четыре типа нефти: |
|
• легкая |
— при плотности менее 0,87 г/с м 3; |
• средняя |
— от 0,87 до 0,92 г/с м 3; |
• тяж елая |
— от 0,92 до 1,0 г/с м 3; |
• сверхтяж елая |
— при плотности более 1,0 г/с м 3. |
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:
p = p . J l+ { ( 2 0 ~ T ) \, |
(3.3) |
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
р = р0{ 1 + 0 ( р - р о)], |
(3.4) |
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.
3 .8.2. |
Х а р а к т ер н ы е тем п ер ату р ы н еф ти и н е ф т е п р о д у к то в |
|
К ф изико-хим ическим показателям неф ти и конечных неф |
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
ет в количестве |
- х2) |
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.
3 .8.3. |
В я зк о ст ь и п о в е р х н о с т н о е н а т я ж е н и е н еф ти |
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
водородов при 20 С следую щ ие (Н /м): |
|
Гексан |
0,0184 |
Циклогексан |
0,0280 |
Б ензол |
0,0288 |
Бензин |
0,0216 |
Керосин |
0,0266 |
Д изтопливо |
0,0308 |
Смазочное масло |
0,0350 |
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
Углеводород |
300 К |
600 к |
900 К |
Метан |
35,8 |
52,5 |
67,9 |
Этан |
54,6 |
91,8 |
118,1 |
Пропан |
72,9 |
128,4 |
165,9 |
Бензол |
83,4 |
155,3 |
198,3 |
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
ния равна нулю. |
|
|
|
|
Таблица 3.7. Скрытая теплота испарения углеводородов |
|
|||
Показатели |
Пропан |
Пентан |
Гексан |
Бензол |
Температура кипения, "С |
-44 |
36 |
68 |
80,5 |
' Теплота испарения, кДж/кг |
410.2 |
353,2 |
332,7 |
397,6 |
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
|
Температура |
Плотность, |
Молекулярная |
Теплота |
|
Углеводороды |
масса, |
||||
плавления, *С |
г/см:* |
плавления |
|||
|
кг/нмоль |
||||
|
|
|
|
||
Парафин |
52,2 |
0,7735 |
326 |
163,0 |
|
Парафин |
57,3 |
0,7742 |
389 |
170,1 |
|
Церезин |
60,9 |
0.7746 |
427 |
174,7 |
|
Церезин |
65,4 |
0,7750 |
501 |
183,9 |
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.
3 |
.9. |
СОСТАВ И СВОЙСТВА У ГЛЕВО ДО РО Д Н Ы Х ГАЗОВ |
3 |
.9.1. |
С о став п р и р о д н ы х и попутны х га зо в |
|
|
П риродны е газы в зависим ости от условий нахож дения в |
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.