Флюиды

cходимость – результаты  определения, полученные последовательно  одним лаборантом, признаются достоверными (при доверительной вероятности  95%), если расхождение менжду ними  не превышает значений, указанных  в таблице №5;

воспроизводимость – результаты анализа, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (при доверительной  вероятности 95%), если расхождение между  ними не превышает значений, указанных  в таблице №. 5.

Таблица № 5

Сходимость и воспроизводимость  метода определения серы по ГОСТ 1437-75

Массовая доля серы, %	Сходимость, %	Воспроизводимость, %
До 1.0	0.05	0.20
Св. 1.0 до 2.0	0.05	0.25
Св. 2.0 до 3.0	0.10	0.30
Св. 3.0 до 5.0	0.10	0.45

 

1.6 Вязкость

Вязкость является важнейшей  физической константой, характеризующей  эксплуатационные свойства котельных, дизельных топлив и других нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке  нефти и качества стандартных  смазочных масел.

По значению вязкости судят  о возможности распыления и перекачивания  нефтепродуктов, при транспортировке  нефти по трубопроводам, топлив в  двигателях и т.д.

Определяется структурой углеводородов, составляющих нефть  и нефтепродуктов, т.е. их природой и соотношением. Среди различных групп углеводородов, наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую – нафтеновые углеводороды.

Можно добавить, что чем  больше вязкость нефтяных фракций, тем  больше температура их выкипания.

Определение вязкости согласно ГОСТ 33-82 “Нефтепродукты. Методы определения  кинематической и расчет динамической вязкости устанавливает следующие  нормы точности определение вязкости: сходимость предполагает, что расхождение  результатов последовательных определений  полученных одним и темже лаборантом, работающем на одном и том же вискозиметре, в идентичных условиях на одном и  том же продукте, не должно превышать 0.35% от среднего арифметического значения (с 95% доверительной вероятностью); воспроизводимость  – расхождение результата двух определений, полученными разными лаборантами, работающеми в разных лабораториях, на одном и том же продукте, не должно превышать 0.72% от среднего арифметического (с 95% доверительной вероятностью).

 

1.7 Давление насыщенных паров

Способность молекул жидкости выходить через свободную поверхность  наружу, образуя пар, называют испаряемостью. Над поверхностью каждой жидкости вследствие испарения находится пар, давление которого может возрастать до определенного  предела, зависящего от температуры  и называемого давлением насыщенного  пара. При этом давление пара и жидкости будет одинаковым, пар и жидкость оказываются в равновесии и пар  становится насыщенным. При этом, число  молекул, переходящих из жидкости в  пар равно числу молекул, совершающий  обратный переход.

Давление насыщенных паров  с повышением температуры растет. Образование насыщенных паров приводит к тому, что давление на свободной  поверхности не может быть ниже давления насыщенных паров.

Для нефти и нефтепродуктов и других сложных многокомпонентных  систем давление насыщенного пара при  данной температуре является сложной  функцией состава и зависит от соотношения объемов пространств, в которых находится пар и  жидкость.

Давление насыщенных паров  характеризует интенсивность испарения, пусковые качества моторных топлив и  склонность их к образованию паровых  пробок. ласт нефть газ

1.8 Содержание парафина

При транспортировании нефтей, содержащих парафин, по трубопроводам  на их стенках, а также на деталях  оборудования часто откладывается  парафин. Это объясняется как  тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

Таким образом, знание содержания в нефтях и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатации магистральных трубопроводов.

ГОСТ 11851-85 регламентирует два  метода определения парафина. Метод  А заключается в предварительном  удалении асфальто-смолистых веществ  из нефти, их экстракции и адсорбции, и последующего выделения парафина смесью ацетона и толуола при  температуре минус 20оС. При использовании  метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществ осуществляется вакуумной перегонкой с отбором  фракций 250-550оС и выделение парафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус 20оС.

Точность метода А представлена в таблице № 6

Таблица № 6

Сходимость и воспроизводимость  метода А определения парафина в  нефти

Массовая доля парафина в  нефти, %	Сходимость, % от среднего арифметического	Воспроизводимость, % от среднего арифметического
До 1.5	19	68
Св. 1.5 до 6.0	18	68
Св. 6	17	67

 

Расхождение между двумя  параллельными определениями по методу Б не должны превышать значений, указанных в таблице №.7

 

Таблица № 7

Точность определения  парафина по методу Б

Массовая доля парафина в  нефти, %	Допускаемые расхождения
До 2	0.2% от массы фракций  250-500°С
Св. 2	10% от значения меньшего  результата

 

глава 2. Химический состав нефти и газа

Что такое нефть и газ  известно всем. И в то же время  даже специалисты не могут договориться между собой о том, как образуются нефтяные залежи. Такая ситуация покажется  не столь уж странной, если начать знакомиться  с «биографией» этого полезного  ископаемого.

В лучшем сорте угля –  антраците, например, на углерод приходится 94%. Остальное достается водороду, кислороду и некоторым другим элементам.

Конечно, чистого угля в  природе практически не бывает: его  пласты всегда засорены пустой породой, различными вкраплениями и включениями… Но в данном случае мы говорим не о пластах, месторождениях, а лишь об угле как таковом.

В нефти содержится почти  столько же углерода, сколько и  в каменном угле – около 86%, а вот  водорода побольше – 13% против 5-6% в  угле. Зато кислорода в нефти совсем мало – всего 0,5%. Кроме того, в  ней есть также азот, сера и другие минеральные вещества.

Такая общность по элементному  составу, конечно, не могла пройти незамеченной для ученых. И потому нефть вместе с газом относят к тому же классу горных пород, что уголь (антрацит, каменный и бурый), торф и сланцы, а именно – к классу каустобиолитов.

Это замысловатое слово составлено из трех греческих слов: kaustikos – жгучий, bios – жизнь и lithos – камень. Можете теперь перевести сами.

Такое название может показаться не совсем точным. Как это к классу камней, пусть органического происхождения, пусть даже и горючих, можно отнести  жидкую нефть, а тем более природный  газ?...

Замечание вполне резонное. Однако, наверное, Вы удивитесь еще  больше, когда узнаете, что нефть  специалисты относят к минералам (хотя латинское слово minera означает «руда»). Вместе с газом она относится  к числу горючих полезных ископаемых. Так уж сложилось исторически, и  не нам с Вами эту классификацию  менять. Просто давайте иметь ввиду, что минералы бывают не только твердыми.

В химическом отношении нефть – сложнейшая смесь углеводородов, подразделяющаяся на две группы – тяжелую и легкую нефть. Легкая нефть содержит примерно на два процента меньше углерода, чем тяжелая, зато соответственно, большее количество водорода и кислорода.

Главную часть нефтей составляют три группы углеводородов – алканы, нафтены и арены.

Алканы (в литературе Вы можете также столкнуться с названиями предельные углеводороды, насыщенные углеводороды, парафины) химически наиболее устойчивы. Их общая формула СnH(2n+2). Если число атомов углерода в молекуле не более четырех, то при атмосферном давлении алканы будут газообразными. При 5-16 атомах углерода это жидкости, а свыше – уже твердые вещества, парафины. К нафтенам относят алициклические углеводороды состава CnH2n, CnH(2n-2) и CnH(2n-4). В нефтях содердится преимущественно циклопентан С5Н10, циклогексан С6Н10 и их гомологи. И наконец, арены (ароматические углеводороды). Они значительно беднее водородом, соотношение углерод/водород в аренах самое высокое, намного выше, чем в нефти в целом. Содержание водорода в нефтях колеблется в широких пределах, но в среднем может быть принято на уровне 10-12% тогда как содержание водорода в бензоле 7,7%. А что говорить о сложных полициклических соединениях, в ароматических кольцах которых много ненасыщенных связей углерод-углерод! Они составляют основу смол, асфальтенов и других предшественников кокса, и будучи крайне нестабильными, осложняют жизнь нефтепереработчикам.

Посмотрите, как устроены молекулы пентана С5Н10, циклогексана С6Н12 и бензола С6Н6 – типичных представителей каждого из этих классов:

 

 

 

 

Кроме углеродной части в  нефти имеются асфальто-смолистая  составляющая, порфирины, сера и зольная  часть.

Асфальто-смолистая часть  – темное плотное вещество, которое  частично растворяется в бензине. Растворяющуюся часть называют асфальтеном, а нерастворяющуюся, понятно, смолой.

Порфирины – особые органические соединения, имеющие в своем составе  азот. Многие ученые полагают, что когда-то они образовались из хлорофилла растений и гемоглобина животных.

Серы в нефти бывает довольно много – до 5%, и она  приносит немало хлопот нефтяникам, вызывая  коррозию металлов.

И, наконец, зольная часть. Это то, что остается после сжигания нефти. В золе, обычно содержатся соединения железа, никеля, ванадия и некоторых  других веществ. Об их использовании мы поговорим в дальнейшем.

К сказанному, пожалуй, можно  добавить, что геологический сосед  нефти – природный газ –  тоже непростое по своему составу  вещество. Больше всего – до 95% по объему – в этой смеси метана. Присутствуют также этан, пропан, бутаны и другие алканы – от С5 и выше. Более тщательный анализ позволил обнаружить в природном газе и небольшие количества гелия.

Использование природного газа началось давно, но осуществлялось поначалу лишь в местах его естественных выходов  на поверхность. В Дагестане, Азербайджане, Иране и других восточных районах  с незапамятных времен горели ритуальные «вечные огни», рядом с ними процветали за счет паломников храмы.

Позже отмечены случаи применения природного газа, получаемого из пробуренных  скважин или колодцев и шурфов, сооружаемых для разных целей. Еще  в первом тысячелетии нашей эры  в китайской провинции Сычуань  при бурении скважин на соль было открыто газовое месторождение  Цзылюцзынь. Практичные люди из Сычуаня  довольно скоро научились использовать этот газ для выпаривания соли из рассола. Вот Вам пример типично  энергетического применения.

В течение многих столетий человек использовал такие подарки  природы, но промышленным освоением  эти случаи не назовешь. Лишь в середине 19 века природный газ становится технологическим топливом, и одним  из первых примеров можно привести стекольное производство, организованное на базе месторождения Дагестанские огни. Кстати, в настоящее время  более 60% стекольного производства базируется на использовании в качестве технологического топлива именно природного газа.

Вообще говоря, преимущества газового топлива стали очевидны довольно давно, пожалуй, с момента  появления промышленных процессов  термической (без доступа воздуха) деструкции твердых топлив. Развитие металлургии привело к замене примитивных смолокурен коксовыми  печами. Коксовому газу быстро нашлось  бытовое применение – появились  газовые рожки для освещения  улиц и помещений. В 1798 году в Англии было устроено газовое освещение  главного корпуса мануфактуры Джеймса  Уатта, а в 1804 году образовалось первое общество газового освещения. В 1818 году газовые фонари осветили Париж. И  очень скоро коксование стали  применять для получения не столько  металлургического кокса, сколько  сначала светильного, а потом  и бытового газа. Газификация быта стала синонимом прогресса, процессы газификации топлива совершенствовались, а получаемый газ стали все  чаще называть «городским газом».