Химия нефти и газа (стр. 4 из 9)

- содержание механических примесей

- температуры

- давления

Тангенс угла диэлектрических потерь

Это показатель изоляционных свойств масел, используемых в трансформаторах высокого напряжения.

ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

В технологических процессах сбора и подготовки продукций скважин, материальные потоки часто нагревают и охлаждают. Для ведения этих процессов, расчетов и проектирования аппаратуры необходимо знать тепловые свойства нефтей, газа и воды. К ним относятся все известные тепловые физические величины:

- теплоемкость

- теплопроводность

- энтальпия

- теплота сгорания

В практике обычно используют понятие удельной теплоемкости, подразумевая под этим то количество теплоты (кДж), которое необходимо для нагрева 1 кг вещества на 1 ⁰С. С повышением плотностей нефтей их теплоемкость снижается. С повышением температуры теплоемкость нефти увеличивается. Для метанового газа удельную теплоемкость можно рассчитать по формуле:

С_{ср(тепл)} = q/(T₂ – T₁)

q – количество тепла, затрачиваемое на нагрев 1 кг вещества от температуры Т₁ до Т₂, (Дж);

Удельная теплоемкость нефти существенно зависит от химического строения и состава нефти. Обычно её определяют не экспериментальным путём, а по формулам, номограммам и графикам.

Теплопроводность – это процесс передачи теплоты по средствам теплового движения молекул или атомов, и характеризует распространение тепла в различных веществах.

Теплопроводность – это количества тепла, которое проходит в единицу времени через единицу поверхности при разности температур в 1 ⁰С на единицу длины в направлении теплового потока.

Наибольшая теплопроводность у твердых нефтепродуктов, жидкие занимают промежуточное положение и наименьшее у газов и паров.

Для жидких нефтей и нефтепродуктов теплопроводность падает с повышением температуры, противоположность этому для углеводородных газов и нефтяных паров теплопроводность растёт с повышением температуры и снижается с увеличением их мольной массы.

Энтальпия.

Для жидких нефтей и нефтепродуктов под энтальпией понимают суммарное количество тепла, которое затрачивается на нагрев в единицу массы нефти и нефтепродуктов от 0 до заданной температуры. Значение энтальпии вычисляется по формулам, приводимым в справочниках в виде таблицы.

Количество тепла, выделяющееся при полном сгорании в единицу массы нефти или нефтяного топлива, называют теплотой сгорания. Это важнейшая величина, характеризующая потенциальный запас энергий в топливе. Различают высшую (Q_в) и низшую (Q_н) теплоту сгорания. Q_в отличается от Q_н на количество теплоты, которое выделяется при конденсации водяных паров, образовавшихся в процессе сгорания топлива. Обычно, в расчетах пользуются низшей теплотой сгорания, т.к. при сжигании топлива образовавшиеся водяные пары уносятся вместе с дымовыми газами. Теплоту сгорания нефти и жидких у/в определяют экспериментально (сжигают определенную навеску специальным прибором колориметром; на практике чаще всего теплоту сгорания рассчитывают по эмпирическим формулам).

Q_в = 12400 – 2100(r₁₅¹⁵)

Q_н= 10090 + 755r₁₅¹⁵ – 2100 r₁₅²

Где r₁₅^{15 и} r₁₅² – относительные плотности топлива, измеренные при 15⁰С и 2⁰С.

ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

По оптическим свойствам нефтей и нефтепродуктов можно косвенно судить о содержании в них асфальто-смолистых веществ, о превалировании тех или иных групп у/в, о возрасте и происхождении нефти. К оптическим свойствам нефтей и нефтепродуктов относятся:

- цвет

- лучепреломление (рефракция)

- оптическая активность

Нефти встречаются от светло-желтого, темно-коричневого и черного цвета. Лёгкие нефти желтого цвета, средние – янтарного и тяжелые – черного цвета. Цвет нефтям придают асфальто-смолистые вещества, продукты окисления у/в и ароматические у/в. Для определения цвета используют приборы. По показателям преломления (рефракции) примерно можно судить о групповом у/в составе нефти или нефтепродуктов, а в сочетании с плотностью и молекулярным весом рассчитать структурно-групповой состав нефтяных фракций. Для нефтепродуктов показатель преломления определяют прохождением светового луча из воздуха в нефтепродукт, поэтому он всегда выше 1. Чем больше плотность, тем выше его показатель преломления.

Оптическая активность вызывается химической природой веществ и объясняется наличием в нефтях продуктов распада: холестерина и фитостерина.

Искусственные нефти не обладают оптической активностью.

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ КАК ДИСПЕРСНЫЕ СИСТЕМЫ

Вода и нефть часто образуют трудно разделяемую, нефтяную эмульсию. Эмульсия – это система из двух взаимно не растворяемых жидкостей в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Образуется такая эмульсия за счёт турболизации водонефтяной смеси, при движении её по стволу скважины через задвижки, штуцеры и по трубопроводам от скважины до узла подготовки нефти. Смолистые нефти, содержащие нефтяные кислоты или сернистые соединения, отличаются большей склонностью к образованию эмульсии. Различают два типа эмульсии: нефть в воде (гидрофильная) и вода в нефти (гидрофобная). Та жидкость, которая образует взвешенные капли, называется дисперсной базой, а та, в которой взвешенные капли – дисперсной средой. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды. А во втором – капли воды образуют дисперсную базу в нефтяной среде.

Основными факторами, определяющими стойкость нефтяных эмульсий, являются физико-химические свойства нефти. Степень дисперсности (размер частиц), температура и время существования эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивее эмульсия. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны «стареть», т.е. повышать свою устойчивость со временем. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению, поэтому обезвоживание и обессоливание необходимо проводить на промыслах.

Существует три разновидности методов разрушения нефтяных эмульсий: механические, химические и электрические. Каждый из методов основан на смягчении и укреплении капель воды, что способствует более интенсивному её оттаиванию.

К механическим способам разрушения эмульсии относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрование. Нагрев эмульсии ускоряет их разрушение, т.к. уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плотностей.

Химические методы. Разрушение эмульсий в этих случаях достигается применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), действующих как деэмульгаторы. Деэмульгатор вводят в поток нефти в специальные смесители в количестве от 5 до 300 грамм на тонну.

По характеру действия на нефтяные эмульсии деэмульгаторы делятся на:
-электролиты
-неэлектролиты
- калоиды

Электрические методы. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурация капли претерпевает столь часто, сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение. Этот процесс проводят в аппаратах называемых электродегидраторы.

ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА.

Добываемая из нефтепромысловых скважин нефть, нефтью является лишь частично, поскольку вместе с ней из скважины выносятся:

1. углеводородистый газ, называемый попутным газом, он растворен в нефти и механически смешан с нею, и называют его газовым фактором скважины.
2. пластовая вода в количестве от 5 до 90% на нефть, сильно минерализованная, до 10г/л минеральных солей. Чем дольше эксплуатируется скважина, тем больше воды содержит добываемая нефть.
3. механические примеси, до 1%на нефть, состоящие из песчинок пластовой породы выносимые нефтью из пласта, кристаллы мин.солей, окалины и т.д.

В задачи промысловой подготовки нефти входят отделения от нефти основной части этих примесей и доведение её качества по содержанию примесей до требования ГОСТа на нефть готовую к переработке. По ГОСТу содержание воды не более 1%, мин.солей от 20 до 300 млг/л.

Описание схемы сбора и подготовки нефти на промыслах

1 – нефть из скважины

2 – клапан – переключатель

3 – газоотделитель

4 – мерная ёмкость

5,6 – газосепараторы I и II степени

7 – электродегидраторы

8 – ректификационные колонны

АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка

ГПЗ – газоперекачивающий завод

УПВ – установка подготовки воды

НПЗ – нефтеперерабатывающий завод

От определенной группы скважин нефть поступает на АГЗУ, проходит газоотделитель, мерную емкость и после этого нефть проходит первую ступень сепарации, где отделяется основное количество попутного газа и механических примесей с водой.

Газ направляется в ректификационные колонны ГПЗ на разделение. Нефть с остатками пластовой воды и газа поступает в сепаратор – делитель второй ступени, где отделяется вода и часть газа, а водонефтяная эмульсия поступает в электродегидраторы 7. Здесь, с помощью деэмульгаторов при повышении до температуры 100 – 120 ⁰С от нефти отделяется вода, до остаточного содержания, примерно 1% и соответственно снижается содержание минеральных солей. Такая нефть считается подготовленной для её переработки на НПЗ и поэтому она через установку сдачи нефти откачивается до магистрального нефтепровода на перегонку.