Нефтепродукты — понятие и классификация

Способы повышения производительности

Периодически возможно проведение так называемой механической регулировки дебита нефти в скважине. Она проводится с помощью повышения забойного давления, которое приводит к снижению уровня добычи и показывает фактические возможности каждого нефтеносного участка месторождения.

При помощи различных растворов, содержащих в себе  кислотные жидкости, производят очистку породы от образовавшихся в процессе бурения и эксплуатации  отложений смол, солей и прочих химических веществ, которые  мешают качественной и эффективной разработке продуктивного пласта.

Сначала кислотную жидкость заливают  в ствол до тех пор, пока она не заполнит  площадь перед разрабатываемым пластом. Затем закрывают задвижку,  и под давлением этот раствор проходит дальше вглубь. Остатки этого раствора вымывают либо  нефтью, либо водой после возобновления  добычи углеводородного сырья.

Стоит сказать, что естественное снижение производительности нефтяных месторождений находится на уровне от 10 до 20 процентов в год, если считать от первоначальных значений этого показателя, полученных на момент  запуска добычи. Описанные выше технологии позволяют увеличить  интенсивность нефтедобычи на месторождении.

Список используемой литературы:

• Нефть и Нефтепродукты — Википедия
• Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.
• Алекперов, В.Ю. Нефть России: прошлое, настоящее и будущее /Алекперов В.Ю. М.: Креативная экономика, 2011. – 432 с.
• Издательство: «Нефть и газ», 2006. 352 с. Сургутнефтегаз.
• Экономидес, М. Цвет нефти. Крупнейший мировой бизнес: история, деньги и политика/ Экономидес М., Олини Р. Издательство: «Олимп-Бизнес», 2004. 256 с.
• Эрих В.Н. Химия нефти и газа. — Л.: Химия, 1966. — 280 с. — 15 000 экз.

Вязкость

Вязкость нефти – это свойство оказывать сопротивление перемещению частиц нефти относительно друг друга в процессе ее движения. Вязкость определяет степень подвижности нефти. Измеряется вязкость с помощью прибора – вискозиметра. В системе СИ измеряется в миллипаскалях в секунду (мПа•с), в системе СГС  — Пуаз, г/(см•с).

Существует два вида вязкости: динамическая и кинематическая. Динамическая взякость характеризует собой силу сопротивления перемещению слоя жидкости площадью в 1см2 на 1см со скоростью 1см/сек. Кинематическая вязкость представляет собой свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учетом силы тяжести.

Динамическая вязкость определяется по формуле:

где: А — площадь перемещающихся слоёв жидкости (газа); F — сила, необходимая для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv; dy — расстояние между движущимися слоями жидкости (газа); dv — разность скоростей движущихся слоёв жидкости (газа).

Кинематическая вязкость также используется в расчетах, она определяется по следующей формуле:

где: μ — динамическая вязкость; ρ — плотность нефти при температуре определения.

В поверхностных условиях нефти делятся на:

1. маловязкие – до 5 мПа•с;
2. повышенной вязкости — от 5 до 25 мПа•с;
3. высоковязкие – более 25 мПа•с.

Меньшей вязкостью обладают легкие нефти, а большей – тяжелые. В пластовых условиях вязкость нефти в десятки раз меньше, чем той же нефти на поверхности после ее дегазации, что связано с ее очень высокой газонасыщенностью в недрах. Это свойство имеет большое значение при формировании залежей углеводородов, т.к. определяет масштабы миграции.

Величина обратная вязкости характеризует текучесть жидкости φ:

Смешанные свойства

Между тем моментом, когда на дно морского бассейна опускается отмерший планктон, и тем, когда накопившийся слой органики, погрузившись на несколько километров вниз, отдает нефть, миллионы лет и целый ряд химических и физических преобразований. Поэтому нет ничего удивительного в том, что состав нефти крайне разнообразен и неоднороден. Именно поэтому сами нефтяники привыкли употреблять это слово во множественном числе — говоря о разведке или добыче нефтей и подразумевая, что каждый раз извлекаемая жидкость будет уникальной, отличающейся от всего, что было добыто ранее.

В своей основе нефть — сложная смесь углеводородов различной молекулярной массы. Преобладают в ней алканы, нафтены и арены. Наиболее простые из них — алканы (парафиновые углеводороды), у которых к атомам углерода присоединено максимальное количество атомов водорода. К алканам относятся метан, этан, пропан, бутан, пентан и т. д. Они могут быть представлены газами, жидкостями и твердыми кристаллическими веществами. Количество алканов в нефти колеблется от четверти до семидесяти процентов объема. При большом проценте алканов нефть считается парафинистой. С точки зрения добычи такое свойство считается проблемным — при подъеме нефти из скважины и соответственном уменьшении температуры парафины могут кристаллизоваться и выпадать на стенки скважин.

Нафтены — соединения, в которых атомы углерода соединяются в циклическое кольцо (циклопропан, циклобутан, циклопентан и др.). Все связи углерода и водорода здесь насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами. Нафтены могут иметь от 2 до 5 циклов в молекуле, по их составу химики пытаются определять зрелость и другие свойства нефти.

В составе аренов, или ароматических углеводородов, также есть циклические структуры — бензольные ядра. Для них характерны большая растворяемость, более высокая плотность и температура кипения. Обычно нефть содержит 10–20% аренов, а в ароматических нефтях их содержание доходит до 35%. Наиболее богаты аренами молодые нефти. Арены — ценное сырье при производстве синтетических каучуков, пластмасс, синтетических волокон, анилино-красочных и взрывчатых веществ, фармацевтических препаратов.

Нефть любят называть черным золотом, однако чистые углеводороды бесцветны. Цвет нефтям придают разнообразные примеси, в основном смолы. Асфальтосмолистая часть нефтей — вещество темного цвета. Входящие в ее состав асфальтены растворяются в бензине.

Нефтяные смолы, напротив, не растворяются. Они представляют собой вязкую или твердую, но легкоплавкую массу. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими углеводородами. Такие нефти обладают повышенной вязкостью, что затрудняет их извлечение из пласта.

Химический (компонентный, углеводородный и элементный) состав:

Нефть это сложная смесь различных углеводородных и неуглеводородных компонентов.

В состав нефти входят около тысячи различных химических индивидуальных веществ, из которых:

– жидкие углеводороды, составляющие ее большая часть (более 500 веществ или обычно 80-90 % по массе);

– гетероатомные органические соединения (4-5 %): преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (более 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые);

– остальные компоненты: растворённые углеводородные газы (от метана CН4 до бутана C4Н10 включительно, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1-4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др.;

– механические примеси (частицы песка, глины и т.п.).

Жидкие углеводороды представлены парафиновыми (обычно 30-35 %, реже 40-50 %) и нафтеновыми соединениями (25-75 %), соединениями ароматического ряда (10-20, реже 35 %) и соединениями смешанного или гибридного строения (например, парафино-нафтеновыми, нафтено-ароматическими).

Парафины (от лат. parum «мало» + affinis «родственный») – воскоподобная смесь предельных углеводородов (алканов) преимущественно нормального строения состава от С18Н38 (октадекан) до С35Н72 (пентатриоконтан) включительно и температурой плавления 45-65 °C.

Нафтены, также циклоалканы, полиметиленовые углеводороды, цикланы или циклопарафины – это циклические насыщенные углеводороды, по химическим свойствам близкие к предельным углеводородам. Имеют химическую формулу CnH2n и циклическое строение (т.е. замкнутые кольца из углеродных атомов).

Ароматические соединения (арены) – циклические органические соединения, которые имеют в своём составе ароматическую систему.

Сернистые соединения, содержащиеся в нефти: сероводород  H2S, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, а также полициклические (гетероциклические) сернистые соединения и т.п. 70-90 % сернистых соединений концентрируется в остаточных продуктах – мазуте и гудроне.

Азотистые соединения, содержащиеся в нефти: преимущественно гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины. Большей частью концентрируется в тяжёлых фракциях и остатках.

Кислородные соединения, содержащиеся в нефти: нафтеновые кислоты, фенолы, смолисто-асфальтеновые и др. вещества. Сосредоточены обычно в высококипящих фракциях углеводородов.

С точки зрения элементного состава в нефти присутствует более 50 химических элементов. Содержание указанных химических элементов, особенно примесей, колеблется в широких пределах. Ниже в таблице приводится элементный состав нефти:

Методы повышения нефтеотдачи

Для того чтобы повысить коэффициент нефтеотдачи, применяется комплекс действий, направленный на повышение качества нефтяного пласта. Он обладает тремя основными свойствами: пористостью, проницаемостью, трещиноватостью. Обычно на пористость повлиять никак нельзя, а проницаемость и трещиноватость подвергается воздействию несколькими методами.

Гидравлический разрыв пласта и влагонагнетание

Процедура воздействия на участок месторождения путем резкого повышения давления за счет подачи в штрек большого объема воды называется гидравлическим разрывом пласта. Кроме того, зачастую нефтедобывающие предприятия осуществляют микровзрыв в призабойной зоне.

После этого происходит распространение трещин, которые раскрывают поры, и их соединение. В результате чего нефть начинает перемещаться по пласту и попадает в добывающую скважину. Обычно после взрыва добычу горючего останавливают на некоторое время, чтобы возле забоя скопилось больше нефти.

Водонагнетание приводит к улучшению проницаемости. В старых скважинах, которые не дают требуемого количества нефти, вместо откачки жидкости осуществляют принудительную подачу воды в пласт. В коллекторе вода немного поднимает давление и выталкивает остатки горючего от скважины.

Реагентно-активационный способ

Этот метод позволяет контролировать стабильность пласта к воздействиям извне. Технология заключается в подаче специальных флюидов для изменения состояния на поверхности минералов. Благодаря таким действиям, нефтедобывающие компании существенно повышают реакцию пласта на динамическое воздействие.

Достигается это с помощью оборудования, которое может вызывать в коллекторе продольные и поперечные волны низкой частоты с параллельной фильтрацией флюида через специальные отверстия под воздействием ударной волны.

Все эти действия приводят к увеличению подвижности флюида и проницаемости водонасыщенного участка. В свою очередь, увеличенная приемистость позволяет охватить заводнением заблокированные участки рабочего пласта, что позволяет более эффективно вытеснять нефть закачиваемой водой.

Пищевая промышленность

На основе нефтепродуктов воспроизводят синтетический белок, сходный с животным. Такой продукт дешевле и проще в производстве. Изготовление жевательной резинки предполагает добавление парафиновых смол.

А нейлоновые пакетики для чая, использование которых ввела компания Lipton, по утверждениям, позволяют получить более чистый вкус напитка.

Отдельный материал, заслуживающий внимания — полипропилен. Ввиду инертности и относительной безопасности, из него изготавливают разнообразную тару для пищевых продуктов.

Разделочные доски, рабочие поверхности, выработанные из полипропилена являются знаком качества на любой кухне.

Происхождение и образование нефти (теории и гипотезы):

Существует две гипотезы – теории происхождения (образования) нефти: биогенная (органическая) теория и абиогенная (неорганическая, минеральная, карбидная) теория.

Впервые биогенную теорию происхождения нефти и природного газа в 1759 году высказал М.В. Ломоносов. В далеком геологическом прошлом Земли погибшие живые организмы (растения и животные, преимущественно – водоросли и зоопланктон) опускались на дно водоемов, образуя илистые осадки. В результате различных химических, физико-химических и биохимических процессов они разлагались в безвоздушном пространстве. Из-за движения земной коры эти остатки опускались все глубже и глубже – на глубину до 6 километров, где под действием высокой температуры (до 250 оС) и высокого давления превращались в углеводороды: природный газ и нефть. Низкомолекулярные углеводороды (т.е. собственно природный газ) образовывался при более высоких температурах и давлениях. Высокомолекулярные углеводороды – нефть – при меньших. Углеводороды, поднимаясь вверх к поверхности земли из-за своей меньшей плотности, мигрировали через вышележащие осадки, проникали в пористые осадочные горные породы, называемые коллекторами, и, встречая на своем пути непроницаемые пласты (где дальнейшее движение вверх оказывалось невозможным), попадали в ловушки, где образовывали залежи (скопления) – месторождения нефти и газа. Собственно месторождение – это не место рождения, а место скопления нефти и газа. Если во время такой миграции углеводороды не встречали толщу непроницаемых пластов (т.е. не попадали в ловушку), то, в конце концов, выходили на поверхность. На поверхности они подвергались воздействию различных внешних факторов, в результате чего рассеивались и разрушались.

Минеральную теорию происхождения нефти и природного газа сформулировал в 1877 году Д.И. Менделеев. Он исходил из того, что углеводороды могут образовываться в недрах земли в условиях высоких температур и давлений в результате взаимодействия перегретого пара и расплавленных карбидов тяжелых металлов (в первую очередь железа). В результате химических реакций образуются окислы железа и других металлов, а также различные углеводороды в газообразном состоянии. При этом вода попадает глубоко в недра Земли по трещинам-разломам в земной коре. Образовавшиеся углеводороды, находясь в газообразном состоянии, в свою очередь по тем же трещинам и разломам поднимаются наверх в зону наименьшего давления, образуя в конечном итоге газовые и нефтяные залежи. Данный процесс, по мнению Д.И. Менделеева и сторонников гипотезы, происходит постоянно. Поэтому, уменьшение запасов углеводородов в виде нефти и газа человечеству не грозит.

Методы нефтедобычи

Выделяют три метода нефтедобычи, в зависимости от давлений в нефтеносном пласте и способов его поддержания

Первичный метод

Нефть поступает из пласта под действием естественных сил, поддерживающих высокое давление в пласте, например, замещение нефти подземными водами, расширение газов, растворенных в нефти, и др. Коэффициент извлечения нефти (КИН) при этом методе составляет 5—15 %.

В одних случаях давление в пласте достаточно для того, чтобы нефть поднялась до поверхности. В других случаях требуется использование насосов: погружных, штанговых (используются вместе со станком-качалкой), электрических (например, ЭЦН), технологий Эрлифт или Газлифт.

Вторичный метод

После исчерпания естественного ресурса поддержки давления, когда оно уже недостаточно для подъёма нефти, начинается применение вторичных методов. В пласт подводят внешнюю энергию в виде (пресной воды), природного или попутного . Методы достигают КИН около 30 %, в зависимости от свойств нефти и пород резервуара. Суммарный КИН после применения первичных и вторичных методов находится обычно в пределах 35—45 %.

Закачивание воды значительно повышает обводненность нефти, поднимаемой из скважины, иногда вплоть до 95 %, что требует значительных усилий для их разделения.

Третичный метод

Основная статья: Третичный метод нефтедобычи

Третичные методы (ранее Tertiary oil recovery, затем чаще стал употребляться термин enhanced oil recovery) увеличивают подвижность нефти для увеличения нефтеотдачи. Данные методы позволяют повысить КИН ещё на 5—15 %.

Один из вариантов третичных методов, TEOR, связан с нагревом нефти в пласте для уменьшения её вязкости. Часто применяется закачивание водяного пара, иногда также используют сжигание части нефти на месте (непосредственно в пласте).

Также в пласт могут закачиваться ПАВ (детергенты) для изменения поверхностного натяжения между водой и нефтью

Третичный метод начинают использовать, когда вторичный перестает быть адекватным, но только при условии, что добыча нефти остается рентабельной. Таким образом, использование третичного метода зависит как от стоимости выбранного способа извлечения, так и от цен на нефть.

Наиболее широко (более 100 внедрений) применяются тепловые и газовые (CO₂) третичные методы. В первом десятилетии XXI века за счет третичных методов добывалось по оценкам Aramco около 3 миллионов баррелей в день (из них 2 миллиона — за счет тепловых методов), что составляет около 3,5 % от общемировой нефтедобычи.

Основные физические характеристики нефти

Плотность

Физические свойства нефти достаточно разнообразны, но самым важным среди них является её плотность (по-другому – удельный вес). Этот параметр  зависит от молекулярных весов входящих в её состав  компонентов.

В нефтеносных коллекторах в нефти много  растворенного газа, поэтому в природных условиях её плотность меньше (в 1,2 – 1,8 раза), нежели в добытом дегазированном сырье.

По значению этого параметра нефть делится на следующие классы:

• класс очень легких нефтей (плотность – менее 0,8 грамм/см3);
• легкие нефти (от 0,80 до 0,84 грамм/см3);
• класс средних нефтей (от 0,84 до 0,88 грамм/см3);
• тяжелые нефти (плотность – от 0,88 до 0,92 грамм/см3);
• нефти очень тяжелого класса (> 0,92 грамм на кубический сантиметр).

Вязкость

Измеряют вязкость специальным прибором – вискозиметром. Единица  измерения в системе СИ – миллипаскаль в секунду,  в системе СГС  – грамм на сантиметр в секунду (Пуаз).

Динамическая показывает значение силы сопротивления перемещению жидкостного слоя,   площадь которого – один квадратный сантиметр, на 1 сантиметр  при скорости движения 1 сантиметр в секунду.  Кинематическая вязкость характеризует  свойство нефти сопротивляться перемещению одной жидкой части относительно другой, учитывая при этом силу тяжести.

Поднятая на поверхность нефть по этому параметру делится на:

Чем легче углеводородная жидкость, тем меньше значение её вязкости. В пласте этот параметр нефти в меньше (причем – в десятки раз), чем вязкость этой же нефти, поднятой на поверхность и дегазированной.  Значение этого физического параметра велико, поскольку позволяет определить масштабы миграции в процессе формирования залежей.

Содержание серы в нефти

По этому показателю нефть бывает:

• малосернистой  (до 0,5 процента);
• сернистой  (от 0,5-ти до 2-х процентов);
• высокосернистой (> 2-х процентов серы).

Парафинистость

Их концентрация в некоторых случаях доходит до 13-14 процентов, а, к примеру, нефть казахского месторождения Узень вообще имеет этот показатель на уровне  35-ти процентов. Чем больше парафинистость, тем труднее добывать и транспортировать сырье. Парафины отличаются  способностью к кристаллизации, что приводит к их выпадению в твердый осадок, а это закупоривает поры в продуктивном пласте, появляются отложения на стенках НКТ, в задвижках и на прочем технологическом оборудовании.

По значению этого параметра нефть бывает:

• малопарафинистая (< 1,5 процентов);
• парафинистая  (от 1,5 до 6-ти процентов);
• высокопарафинистая (> 6-ти процентов).

Он характеризует  количество кубометров газа в одной тонне дегазированной нефти. Другими словами, газосодержание – это количественная характеристика  того, сколько растворенного газа было в нефти, которая находилась в коллекторе,  и какое его количество перейдет  в свободное состояние в процессе извлечения сырья на поверхность.

Давление насыщения

В естественных условиях продуктивного слоя это давление или равно внутрипластовому, иди меньше его. В первом газ полностью растворяется в жидкости, а во втором наблюдается газовая недонасыщенность.

Сжимаемость

Коэффициент сжимаемости  учитывают на ранних этапах разработки, когда упругость газа и жидкости в пласте еще  растрачена , вследствие чего играет в энергетике пласта существенную роль.

Коэффициент теплового расширения

Его используют в процессе проектирования и практического применения методов  теплового воздействия на продуктивные пласты.

Объемный коэффициент

Значение этого показателя, как правило, больше единицы. Средние значения колеблются от 1,2 до 1,8, хотя могут доходить и до двух-трех единиц. Объемный коэффициент применяется в расчетах для определения количества  запасов, а также при вычислении  коэффициента нефтеотдачи продуктивного слоя.

Оптические нефтяные свойства

Основные носители оптической активности в этом полезном ископаемом –  молекулы ископаемых животных и растений, которые называются  хемофоссилиями.

Легкие сорта «черного золота» люминесцируют в голубом и синем спектре, а тяжелые – в желтом и желтовато-буром.

YouTube responded with an error: Access Not Configured. YouTube Data API has not been used in project 122068193747 before or it is disabled. Enable it by visiting https://console.developers.google.com/apis/api/youtube.googleapis.com/overview?project=122068193747 then retry. If you enabled this API recently, wait a few minutes for the action to propagate to our systems and retry.

Определение фракционного состава

Сырая нефть в настоящее время не используется, для её переработки построены нефтеперерабатывающие предприятия, осуществляющие фракционное разделение нефти на составляющие для последующего их применения в отраслях народного хозяйства. Добываемая нефть не однородна, поэтому в зависимости от месторождения, где она добывается, её переработка также имеет свои технологические особенности. Поэтому предварительный анализ нефти очень важен, чтобы определить фракционный процентный состав, исходя из результатов, повышается уровень и степень переработки и получения нефтепродуктов.

Перед началом переработки требуется произвести анализ состава нефти, существуют два способа:

1. метод А;
2. метод Б.

В методе А применяется специальный аппарат изготовленные из стекла выдерживающего высокие температуры, а также точности является одинаковая толщина стекла колб и трубок. Метод Б используется на агрегатах имеющих гнёзда для колб с круглым дном и одинаковым метражом применяется он в основном для тяжёлых фракций нефти.

Главный принцип нефтепереработки заключается в планомерном нагревании нефти в определённом диапазоне температур, образующийся пара конденсат называют фракциями. Согласно нормативному документу ГОСТ 2177-99 началом образования фракции принята температура, когда происходит первичное появление конденсата, а окончанием, когда пары перестают выделяться. Переработка нефти производиться в двух условиях: при атмосферном давлении, температура нагрева нефти до +200 ºC, при температурах выше этого значения возможно разложение и поэтому дальнейший фракционный отбор производиться под вакуумом.