Изменение качества нефти в зависимости от содержания парафинов, смол и асфальтенов



Обзор различной литературы засвидетельствовал тот факт, что в настоящее время за рубежом много изучают устойчивость нефтяных дисперсных систем, потому что она играет важную роль в процессах добычи, транспорта, переработки, хранения и применения нефтяных систем. В отечественных публикациях мало внимания уделено особенностям состава, строения свойств нефтей, а также влияние парафинов, смол и асфальтенов на качество нефтяных систем, поэтому данное изучение материала является актуальной задачей.

Ключевые слова: свойства нефти, качество нефтяных систем, асфальтены, парафины

Для написания статьи мы выдвинули цель рассмотреть как изменяется физико-химические свойства нефтяных систем, в зависимости от содержания парафинов, асфальтенов и смол.

Существуют 4 группы нефтяных дисперсных систем, которые классифицируются по содержанию парафинов.

Таблица 1

Классификация нефти по содержанию парафина,%

Класс нефти	Среднее содержание парафинов,% мас.
Малопарафинистые (МПН)	<1.5
Среднепарафинистые (СПН)	1.5–6
Умереннопарафинистые (УПН)	6–10
Высокопарафинистые (ВПН)	10<20
Сверхвысокопарафинистые (СВПН)	>20

Для северо-западного региона России данная классификация применима, так как в данном регионе переработка нефтяных дисперсных систем производится благодаря

Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефти.

Рис. 1. Географическое расположение Западно-Сибирского и Волго-Уральского бассейнов на карте России

Рассматривая состав данных нефтей, можно сделать вывод, что Западно-Сибирская нефть отличается по составу от Волго-Уральской, для них содержания парафина равны менее 5 % и более 3 % соответственно. [3, c. 108] С увеличением содержания парафина снижается плотность и вязкость, при этом происходит уменьшение концентрации асфальтенов и смол, а также серы, которая происходит из-за того, что в составе нефтяной дисперсной системе происходит увеличение доли парафина, данную зависимость можно увидеть из следующей таблицы:

Таблица 2

Сравнительная характеристика физико-химических показателей Западно-Сибирского и Волго-Уральского бассейнов

Физико-химические показатели	Западно-Сибирский НГБ	Волго-Уральский НГБ
Плотность, г/см3	0,8899	0,9120
Вязкость, мм2/с	120,90	137,97
Содержание парафинов, %	4,28	3,94
Содержание смол, %	10,47	19,48
Содержание асфальтенов, %	2,40	5,71
Содержание серы, %	1,27	2,87

Данные дисперсные системы можно отнести к среднепарафинистой нефти. Если начать рассматривать изменение фракционного состава нефтей, то можно заметить в основном содержание фракций, выкипающих до 300°С примерно одинаковы, и составляет примерно 0,5 % от общей массы, дело в том что разница плотностей очень маленькая (0,9120–0,8899 г/см³), обусловленными примерно равным содержанием асфальтенов, из которых в основном состоит тяжелый остаток после первичной переработки нефти. [3, c. 109] С увеличением концентрации парафинов в системе, где находятся легкие фракции, приводит к уменьшенному выходу светлых нефтепродуктов.

Таблица 3

Классификация нефтей Западно-Сибирского и Волго-Уральского НГБ по выходу фракции

Классификация нефтей НГП по выходу фракции(данные приводится взависимости от типа нефти 1,2,...5)	Западно-Сибирский НГБ	Волго-Уральский НГБ
Ф200 (%)	25,83–55,45	20,92–48,32
Ф300 (%)	14,70–60,07	11,52–51,18

Анализируя данные таблицы, необходимо сделать вывод, что увеличение доли парафина в нефтяных дисперсных Западно-Сибирских и Волго-Уральских системах, приводит к снижению общего выхода легких фракций. Данный факт указывает на то, что наличие высокопарафинистых веществ в составе нефтей, несет в себе негативное влияние на переработку полученной нефтяной смеси. Известно, что парафин перегоняется вместе с дистиллятом, а это ухудшает качества нефтепродуктов. Дело в том, что парафин имеет наиболее тяжелую форму, под названием церезины. В состав церезина входят все наиболее высококипящие кристаллические углеводороды нефти молекулярного веса от 450–500 и выше. Данное вещество обладает весьма мелкой кристаллической структурой, которая в значительной мере и определяет его физические свойства. Различие между парафином и церезином в том, что в парафине присутствует малое количество твердых ароматических углеводородов, а изоалканы содержащиеся в церезине являются разветвленными и обладают более высокой цикличностью, чем эти же углеводороды, входящие в состав парафина.

Рис. 2. Микроструктура церезина, полученного при обесмасливании петролатума в пристуствии концентрации 0,05 % алкана С₂₂

Так как Волго-Уральская нефтяная система характеризуется более высокой плотностью, можно сделать вывод о том, что данные месторождения имеют возраст отложений в эре палеозойской, а Западно-Сибирская нефтяная система относится к кайнозойской нефти, так как данная территория образовалась ранее, чем та, которая находится перед Уралом. Данная нефть содержит малое количество серы и смол, а также из анализа таблиц, мы можем увидеть, что в данной системе присутствует малое количество афсальтенов. По углеродному составу она характеризуется как легкая или средняя маловязкая нефтяная система. [2, c. 72]

Как известно, все изучаемые нефти характеризуются достаточно высокими значениями вязкости и небольшим выходом светлых нефтепродуктов. Чем больше молекулярная масса нефти, тем в ней выше в ней содержание высокомолекулярных компонентов. Повышенная вязкость неразрывно связана с увеличенным содержанием высокомолекулярных компонентов. Еще выше было сказано о том, что если доля асфальтенов в системе увеличена, то наблюдается снижение доли парафина, при этом происходит повышение содержания O₂, S и металлов таких как Ni и Fe. Более того, можно смело сказать о том, что высоковязкие нефти относятся к мало- и среднепарафинистымнефтям, не имеющие начального напряжения сдвига, но они являются неньютоновскими. Повышенное содержание последних веществ и объясняет высокую долю гетероорганических соединений в таких нефтях, большинство которых оседают в тяжелом остатке при ее переработке. На данной графике мы можем проанализировать зависимость изменения фракционного состава вязких парафинистыхнефтей месторождений, относящихся к Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтяных систем. [2, c. 157]

Рис. 3. Изменение фракционного состава вязких парафинистых нефтей в зависимости от месторождения, относящихся к Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтяных систем

Увеличение содержания веществ, обладающих высокомолекулярными веществами приводят к уменьшению выхода светлых нефтепродуктов при использовании метода перегонки. Особенно это сказывается на выходе дистиллятов, кипящих при низкой температуре. Стоит обратить внимание на следующее, что малые отличия в выходах более тяжелых фракциях, которые кипят после 350 градусах, это объясняется тем, что содержание высокомолекулярного компонента такого как асфальтен имеет примерно равные значения. Гетероорганические соединения разнообразного строения и молекулярной массы присутствуют в разнообразных пропорциях в дистиллятных и остаточных фракциях нефти. Например, соединения, содержащие серу, относятся к наиболее представительной группе гетероатомных компонентов нефтяных и дисперсных систем, и они только ухудшают товарное качество нефти, а еще требуют дополнительные затраты с экономической точки зрения, на очистку продукта, при этом создавая значительные технологические проблемы такие как: коррозия трубопровода и резервуара. [4, c. 181] Если доля парафина повышена в нефтяной дисперсной системе, то уменьшается выход низкокипящих фракций, что говорит о мало позитивном влиянии присутствия высокопарафинистых компонентов всей системы. Увеличение затрат на подготовку и переработку нефти увеличивается, если в системе присутствует увеличенная доля асфальтенов. Для того, чтобы этого избежать используют в качестве добавки в дисперсную систему так называемый маловязкий разбавитель, который облегчает транспортировку нефти и улучшает пределы текучести, тем самым повышается выход светлых нефтепродуктов.

Литература:

1. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1970. — 310 с.
2. А. И. Богомолов, А. А. Гайле, В. В. Громова и др.: Под ред. В. А. Проскурякова, А. Е. Драбкина. Химия нефти и газа: Учеб. пособие для вузов. — 3-е изд. — СПб.: Химия, 1995. — 448 с.
3. И. Г. Пермяков, Е. Н. Шевкунов. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. — М.:Недра,1971, 342с.
4. И. В. Элияшевский. Технология добычи нефти и газа. — М.:Недра, 1976, 256с.