Авторы: ,

Рубрика: Химия

Опубликовано в Молодой учёный №4 (138) январь 2017 г.

Дата публикации: 26.01.2017

Статья просмотрена: 311 раз

Библиографическое описание:

Кузнецова В. М., Петров Д. И. Изменение качества нефти в зависимости от содержания парафинов, смол и асфальтенов // Молодой ученый. — 2017. — №4. — С. 103-105. — URL https://moluch.ru/archive/138/38700/ (дата обращения: 25.04.2018).



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

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.
Основные термины (генерируются автоматически): нефтяных систем, светлых нефтепродуктов, нефтяных дисперсных, доли парафина, нефтяных дисперсных систем, качество нефтяных систем, увеличение доли парафина, Западно-Сибирской нефтяных систем, содержания парафина, содержания парафинов, доля асфальтенов, малое количество, фракционного состава, нефтяной дисперсной системе, фракционного состава вязких, нефтяная система, устойчивость нефтяных дисперсных, Изменение качества нефти, содержания парафина равны, увеличением содержания парафина.

Ключевые слова

парафины, свойства нефти, качество нефтяных систем, асфальтены

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle
Задать вопрос