Упругость насыщенных газов

Упругость насыщенных паров углеводородов характеризует то давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние. У индивидуальных углеводородов в чистом виде упругость паров (Q) есть функция только температуры: Q =ѓ (Т). Величина упругости насыщенных паров углеводородов повышается с ростом температуры, и она тем выше, чем ниже плотность углеводорода. Аналогично с ростом молекулярной массы углеводорода, величина упругости насыщенный паров углеводородов уменьшается при равных температурах (рис. 2.11).

Рис. 2.11. Кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов:

1. – метан;

2. – этан;

3. – пропан;

4. – изобутан;

5. – бутан;

6. – изопентан;

7. – пентан;

8. – изогексан;

9. – гексан;

10. – изогептан; 11. – гептан;

12. – октан;

13. – нонан;

14. – декан

Зависимость упругости пара от температуры: Q =ѓ (Т) – нелинейная функция. Для ее линеаризации шкала упругости пара принята логарифмической, и это создает удобства для пересчета величины упругости пара при нужной температуре. Анализ зависимостей представленных на рис. 2.11 свидетельствует, что давление паров метана наибольшее. При нормальных условиях его нельзя превратить в жидкость (пунктирная линия), так как его критическая температура (Т_кр.) = – 82,4^о С (190,75 К).

На рис. 2.12, а изображены зависимости объёма жидкого и парообразного пропана. При сжатии от точки М до точки А имеется перегретый (ненасыщенный) пар, зависимость объёма жидкости от давления при конкретной температуре имеет гиперболическую форму.

Рис. 2.10. Зависимости давления от объёма и температуры (а) и кривая упругости насыщенных паров (б) при температурах, К: 1. – 283; 2. – 293; 3. – 303; 4. – 313; 5. – 323.

В точке А пар становится насыщенным, а при дальнейшем изменении объёма (участок АВ) он постепенно переходит в жидкость при неизменном давлении. В точке В заканчивается переход пара в жидкость. При дальнейшем сжатии пара будет резко повышаться давление при почти неизменном объёме. Горизонтальный участок АВ соответствует неизменности давления в процессе конденсации паровой фазы в жидкую фазу. Величина этого давления и есть упругость насыщенного пара газового компонента при данной температуре. Чем ближе значение температуры, при которой измеряется упругость насыщенного пара газового компонента к значению критической температуре, тем короче горизонтальный участок. На основе полученных данных строят кривую упругости насыщенных паров, представляющую зависимость давления от от температуры испарения данной жидкости (рис. 2. 12, б).

У смеси углеводородов упругость паров является функцией и температуры и общего давления смеси: Q = ѓ (Т, Р_см.). Величина её зависит от упругости паров отдельных компонентов при данной температуре и от их мольных концентраций. Общее давление смеси влияет на упругость паров каждого компонента и это влияние учитывается по закону Рауля:

Р = ∑ р_i и (2.39)

где Р – общее давление;

р_i – парциальное давление i-го компонента;

Q_i – упругость паров i-го компонента;

N_xi – мольная доля i-го компонента в жидкости.

Упругость паров смеси компонентов повышается с увеличением общего давления. Это влияние ничтожно при низких давлениях (≈ до 1 МПа), а при высоких давлениях упругость паров резко увеличивается.

групповой и вещественный составы нефти.

Основными элементами состава нефти являются углерод (83,5-87%) и водород (11,5-14 %). Кроме того, в нефти присутствуют:

сера в количестве от 0,1 до 1-2 % (иногда ее содержание может доходить до 5-7 %, во многих нефтях серы практически нет);

азот в количестве от 0,001 до 1 (иногда до 1,7 %);

кислород (встречается не в чистом виде, а в различных соединениях) в количестве от 0,01 до 1 % и более, но не превышает 3,6 %.

Из других элементов в нефти присутствуют - железо, магний, алюминий, медь, олово, натрий, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть, золото и другие. Однако, содержание их менее 1 %.

Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, и отражает содержание соединений в них.

Фракцией называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур, в основном, от 28 до 520-540С. Фракционный состав нефти определяется стандартным методом (ГОСТ 2177–82) по результатам лабораторных испытаний при разделении соединений по температурам кипения методом фракционирования (разгонки) нефти, отгона или смеси соединений на установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка).

Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсированных паров.

Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается.

Различают следующие основные фракции нефти:

28-180°СС – широкая бензиновая фракция;

140-200С – уайт–спирит;

180-320С – широкая керосиновая фракция;

150-240С – осветительный керосин;

180-280С – реактивное топливо;

140-340С – дизельная топливо (летнее);

180-360С – дизельная топливо (зимнее);

350-500С – широкая масляная фракция;

380-540С – вакуумный газойль.

Под групповым составом нефти (фракции) понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов, гетероатомных соединений.

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений (более 1000), преимущественно углеводородов, их производных и гетероатомных соединений.

Углеводороды представляют собой органические соединения углерода и водорода. В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов.

Парафиновые углеводороды (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой C_nH_2n+2. Содержание их в нефти составляет 30-70 %. Различают алканы нормального строения (н-алканы-пентан и его гомологи), изостроения (изоалканы-изопентан и др.) и изопреноидного строения (изопрены – пристан, фитан и др.). В нефти присутствуют газообразные алканы от С₁ до С₄ (в виде растворённого газа), жидкие алканы С₅ – С₁₆, составляют основную массу жидких фракций нефти и твёрдые алканы состава С₁₇ – С₅₃ и более, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины.

Нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды. К ним относятся моноциклические с общей формулой C_nH_2n, бициклические – C_nH_2n-2, трициклические – C_nH_2n-4, тетрациклические – C_nH_2n-6. Содержание нафтеновых углеводородов в нефтях может колебаться от 25 до 75 %. Из моноциклических углеводородов в нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены. Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти растёт по мере увеличения ее молекулярной массы.

Ароматические углеводороды (арены) – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические углеводороды с р–сопряжёнными системами. Содержание их в нефти изменяется от 10 до 50 %. К ним относятся представители моноциклических: бензол и его гомологи (толуол, о-, м-, п-ксилол и др.), бициклические: нафталин и его гомологи, трициклические: фенантрен, антрацен и их гомологи, тетрациклические: пирен и его гомологи и другие.

Гибридные углеводороды (церезины) – углеводороды смешанного строения: парафино–нафтенового, парафино–ароматического, нафтено–ароматического. В основном, это твёрдые алканы с примесью длинноцепочечных углеводородов, содержащих циклановое или ароматическое ядро. Они являются основной составной частью парафиновых отложений в процессах добычи и подготовки нефтей.

В зависимости от преимущественного содержания в нефти одного или нескольких классов углеводородов она может называться парафиновой (парафинового основания), парафино – нафтеновой, нафтеновой, нафтено – ароматической, ароматической

Гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, сера, азот, металлы или неметаллы. К ним относятся:

1. кислородсодержащие –фенолы, эфиры, нафтеновые кислоты, жирные кислоты и др., содержание их в нефтях колеблется от 0,1 до 1 %, иногда в высокосмолистых нефтях содержание кислорода может доходить до 2-3 %;

1. серосодержащие – меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и др., содержание их в нефтях изменяется от 0,1 до 1-7 %, кроме того, в нефти может присутствовать сера в свободном состоянии или в виде сероводорода, как составляющая природного газа;

1. азотсодержащие – амины, пиридин, хинолин, пирролы, их производные и др., содержание их изменяется от 0,001 до 0,4-1 %;

1. порфирины – это азотистые соединения, в основе структуры которых расположены четыре пиррольных кольца координационно-соединенные с атомами ванадия, никеля и др., содержание их в нефтях меньше 1 %;

1. смолы и асфальтены – высокомолекулярные соединения, содержащие два и более гетероатома, содержание их в нефтях изменяется от 1 до 35 %.

Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, выкипающих выше 300^оС. В нефтях Западной Сибири на их долю приходится до 15 %.

В нефти содержатся в малых количествах минеральные вещества, вода и механические примеси.

Состав полностью определяет физико-химические свойства нефтей. Вследствие изменчивости химического состава, физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием.

3.2. Физико – химические свойства нефти

Физико–химические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 нм³ на 1 м³ нефти.

При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, а также выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах определен перечень основных свойств нефтей пластовых и дегазированных, которые обычно изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины. Разберем их подробнее.

Дата добавления: 2014-01-04