Схарактеризуйте вуглеводневий і невуглеводневий склад нафти.

ВУГЛЕВОДНЕВІ СПОЛУКИ НАФТИ

Нафта - це суміш різноманітних вуглеводневих та невуглеводневих (гетероатомних) сполук. Вуглеводневі сполуки, які входять у нафту за нормальних умов, можуть бути газоподібними, рідкими та твердими.

Вуглець з воднем дає величезну кількість найрізноманітніших сполук. Але в нафтах в значних кількостях присутні лише три класи: парафіновий, нафтеновий та ароматичний. Співвідношення цих класів сполук в нафтах може бути різне.

Парафінові вуглеводні або алкани. їх ще часто називають метановим рядом. Загальна формула С_nН_2n+2. Чотири перших представники цього ряду (метан, етан, пропан, бутан) за нормальних умов є газами і зустрічаються в нафтах у розчиненому стані.

Вуглеводні, які мають від 5 до 15 атомів вуглецю, с рідинами. Вільні високомолекулярні сполуки цього ряду знаходяться у твердому етапі. Алкани є повністю насиченими вуглеводнями і мають нормальну будову у вигляді нерозгалуженого ланцюжка (як наприклад. СНз – СН₂ - СН₂ - СН₂- СНз) або ізометричну будову, тобто розгалужений ланцюжок, як наприклад, у одного із ізомерів пентану.

Кількість ізомерних сполук зростає в міру збільшення кількості атомів вуглецю. Якщо бутан маг тільки один ізомер (крім нормального), то пентан має вже два. гексан - 4. октан - 18. декан -75. У нафтах знайдені не всі можливі ізомери. Основна частина вуглеводнів метанового ряду складена нормальними або слаборозгалуженими сполуками. Вони с більш стійкими. Всі алкани мають незначну реакційну здатність.

При розгонці нафт на фракції вуглеводні С5-С10 потрапляють у бензини з температурою кипіння до І80°С. а С11-С15 - до складу гасової фракції (180 - 300°С). Відомо, що з ростом молекулярної маси вуглеводнів зростає температура кипіння. Якщо пентан википає при 36.1 °С, то гексан - при 68.8°С, декан - при 174.1 °С. Вуглеводні ізобудови завжди киплять при нижчій температурі, ніж відповідні вуглеводні з прямим ланцюжком.

Термічно вуглеводні досить стабільні, але при високих температурах (понад 400 °С) вуглеводні метанового ряду розпадаються з розривом вуглеводневого ланцюга. При окисненні можуть утворювати альдегіди, кислоти та оксикислоти.

Найбільша кількість алканів є у легких фракціях нафт. їх кількість поступово зменшується з підвищенням температури кипіння фракцій нафт.

Тверді парафіни знаходяться у фракціях нафт з температурою кипіння понад 300°С у розчиненому або зваженому стані. При зниженні температури вони можуть кристалізуватись і випадати з нафт. Тверді парафіни від С36 ДО С55 прийнято йменувати церезинами. Вони важко кристалізуються і утворюють аморфну масу. Вміст твердих парафінів у нафтах рідко перевищує 15 %.

Нафтенові (поліметиленові) вуглеводні входять до складу всіх нафт і присутні у всіх фракціях. Здебільшого з підвищенням температури кипіння йде зростання кількості нафтенових вуглеводнів. Тільки в маслянистих фракціях їх кількість дещо зменшується. Загальний вміст поліметилеиів може досягти 40 - 60 % від всієї нафти, наприклад, в деяких бакинських і ембінських нафтах.

Нафтенові вуглеводні називають також циклопарафінами. або цикланами. Ця назва пов'язана з самою структурою молекул. Для простих моноциклічних сполук, тобто сполук, що утворюють один цикл, загальна формула їх С_nH_2n Для поліциклічпих загальна формула може бутиС_nН_2n-2 С_nН_2n-4 і т.д. В нафтах переважно зустрічаються вуглеводні з п'яти - і шестичленною структурою. Найпростішими сполуками є циклопентан (температура кипіння 49.3°С) і циклогексан (температура кипіння 80.8°С).

Нафтенові вуглеводні за своєю загальною формулою належать до ненасичених вуглеводнів, але насправді вони ведуть себе, як насичені (парафінові), звідси їх назва циклопарафіни. Завдяки кільцеподібній структурі в них відсутні вільні зв'язки, тому для них. як і для парафінів, характерні реакції заміщення одною або кількох атомів водню на різні алкільні радикали, а не реакції приєднання.

Температура кипіння простих циклопентанових вуглеводнів знаходиться в межах 50 - 160°С. Циклогексанові вуглеводні киплять приблизно на 30°С вище, ніж циклопентанові. У висококиплячих фракціях нафт зустрічаються і поліциклічні вуглеводні, які складаються з двох, трьох, а іноді і чотирьох циклів. Сполучення кілець може проходити по-різному: у вигляді неконденсованих систем або конденсованих систем

Поліциклічні нафтени вивчені слабо тому, що виділення індивідуальних вуглеводнів з високомолекулярних фракцій нафти пов'язано із надзвичайно великими труднощами.

Ароматичні вуглеводні (арени) мають в своїй основі бензольне ядро, тому їх часто називають вуглеводнями бензольного ряду. Загальна їх формула С_пН_2п-х, де х > 6. Всі вуглеводні, в яких знаходиться хоч би одне бензольне кільце, відносяться до ароматичних. Найпростішим представником є бензол

Ароматичні вуглеводні також, як і метанові та нафтенові, є постійними складниками всіх нафт. Вміст їх може коливатися в значних межах. В окремих нафтах вони переважають за вмістом всі інші типи вуглеводнів. Арени в хімічному відношенні досить стійкі. але порівняно з нафтенами вони мають дещо підвищену активність.

У фракціях нафт, які википають до 200°С, присутні моноциклічні вуглеводні - бензол та його похідні (толуол, ксилол та інші). У більш висококиплячих фракціях зустрічається нафталін С₁₀Н₈ та його гомоголи. В їх складі присутні два ароматичні кільця, з'єднані між собою.

У маслянистих фракціях нафт присутні арени з двома і трьома бензольними кільцями.

Арени також більше схильні до реакції заміщень, ніж приєднання. Саме тому атоми водню нерідко бувають заміщені короткими або довгими алкільними радикалами. Про кількість і довжину та будову цих радикалів відомомало.

Ароматичні вуглеводні в присутності деяких каталізаторів наявності водню можуть частково або повністю перейти в нафтенові. Арени мають специфічний запах і с прекрасними органічними розчинниками, особливо такі як бензол, толуол, ксилол. Зазвичай у високомолекулярних фракціях нафт кількість аренів зростає.

Ненасичені вуглеводні, як правило, в нафтах відсутні. Коли вони і зустрічаються, то вміст їх дуже незначний.

НЕВУГЛЕВОДНЕВІ СПОЛУКИ НАФТ

Поряд з вуглеводневими сполуками в нафтах зустрічаються і, іноді в досить значних кількостях, невуглеводневі органічні сполуки сірки, кисню, азоту, а також смоляно-асфальтенові речовини. Кількісне співвідношення між вуглеводневими і невуглеводневими сполуками може бути найрізноманітніше. Деякі нафти майже

повністю складаються з вуглеводневих сполук, але зустрічаються нафти, в яких невуглеводневі сполуки с домінуючими. Це переважно важкі нафти. Більшість невуглеводневих сполук зустрічається у високомолекулярних частинах нафт.

Крім сірчистих, кисневих і азотних сполук присутні і сполуки металів та інших хімічних елементів. Вивчені вони дуже мало. Зустрічаються в нафтах вони переважно у вигляді слідів. Ще в менших кількостях в нафтах можуть зустрічатись неорганічні сполуки (мінеральні компоненти). Природа їх не з'ясована, але можна припускати, що вони потрапляють з порід шляхом часткового розчинення або у зваженому стані у вигляді найдрібніших частинок (агрегатів) мінеральних тіл.

Зі зростанням видобутку в цілому світі важких нафт з великою кількістю невуглеводневих сполук прискорюється їх дослідження та вияснення їх природи, що може допомогти у вирішенні питання походження нафт загалом.

Сполуки сірки. В нафтах вміст сірки коливається від слідів до 5-8 %. Вміст сполук приблизно в 10 - 12 разів перевищує вміст самої сірки. Сірка в нафтах буває як у вільному стані, так і в органічних і неорганічних (сірководню) сполуках.

У вільному вигляді сірка зустрічається в малих кількостях (до 1%). у поверхневих умовах вміст вільної сірки може зростати за рахунок окиснення сірководню. Сірка добре розчиняється у нафтах. При розгонці нафти вона може потрапити в низькокиплячі фракції. Присутність вільної сірки може викликати циклізацію та ізомеризацію парафінового ланцюга з утворенням тіоциклів.

Сірководень також добре розчинний в нафтах, але зустрічається відносно рідко і в незначних кількостях. Його присутність у нафтах викликає корозію промислового обладнання.

Більшість сірки нафт знаходиться в органічних сполуках. Причому вміст сірки зростає з температурою кипіння фракцій нафт. У фракціях з високою температурою кипіння і в мазутному залишку знаходиться основна частка сірки нафт.

Промислову цінність мають нафти з вмістом сірки до 3%, при більш високому вмісті сірки їх використання пов'язане з технологічними труднощами.

Серед органічних сірчистих сполук, які зустрічаються в нафтах, необхідно виділити: меркаптани, сульфіди, дісульфіди та циклічні сполуки (тіофани і тіофени).

Меркаптани (тіоспирти, тіоли) - це сполуки, в яких до вуглеводневого радикалу (R) приєднана група -SH. Вуглеводневий радикал може бути з метанового, нафтенового або ароматичного ряду. Всі меркаптани мають дуже неприємний запах, тому вони застосовуються як одоранти побутового природною газу, що дає змогу легко за запахом виявити навіть незначну кількість газу в повітрі приміщення. Метилмеркаппшн (СН38Н) - газ з температурою кипіння 7.6°С. Епшімеркаптан (СН3СН28Н) і вищі гомологи рідини (метил- і етилмеркаптапи) можуть зустрічатись в газах. В нафтах можуть бути присутні всі меркаптани, вміст яких відносно невеликий. У меркаптанах знаходиться тільки 0.1 — 15 % сірки, що є в нафті. Меркаптани зустрічаються у фракціях, які википають до 200°С.

Сульфіди (тіоефіри. тіоалкани) мають будову R-S-R, де R – радикал метанового або ароматичіюго ряду. Наявігість в нафтах нафтенових сульфідів кінцево не з'ясоване. При нормальних умовах сульфіди є нейтральними рідинами з слабоефірним запахом, хімічно стійкими. При підвищенні температури можуть розкладатись, утворюючи сірководень і меркаптани.

Дисульфіди мають будову R-S-S-R. Це важкі рідини з неприємним запахом.Присутності дисульфідів в нафтах кінцево не встановлено. У поверхневих умовах вони можуть потрапляти в нафти внаслідок окиснення меркаптанів.

Тіофани або циклічні сульфіди, що знайдені в нафтах, являють собою насичені п'яти - або шестичленні гетероцикли. в яких гетероатомом є атом сірки.

Теофан є важкою безбарвною рідиною з температурою кипіння 121°С і неприємним запахом. Про кількість тіофанів у нафтах є дуже мало даних. З різних нафт виділено близько 20 індивідуальних представників тіофанів.

Тіофени. Присутність їх в природній нафті була остаточно підтверджена експериментально лише недавно. Тіофени, або

ненасичені циклічні сульфіди відрізняються від відповідних тіофанів наявністю подвійних зв'язків між вуглеводневими атомами в циклі.

Тіофени термічно досить стійкі, мають ароматичний запах. Сам тіофен є рідиною, яка кипить при 84°С. Складні тіофени (дибензотіофени) є кристалічними речовинами.

Порівняння будови сіркоорганічних сполук з вуглеводневими вказує на подібність між ними. Для багатьох сполук різниця лише в тому, що атом вуглецю заміщений атомом сірки.

Загалом сполуки сірки вважаються шкідливими домішками, які викликають корозію апаратури та промислового обладнання, знижують якість продуктів переробки, що викликає додаткові затрати на їх очистку, а також спричиняють забруднення повітряних басейнів.

Кисневі сполуки нафт. Кисень в нафтах утворює кілька груп сполук, а саме: нафтові (нафтенові й жирні) кислоти, феноли, кетони. Кисень також входить у смоляно-асфальтенові сполуки. За підрахунками А.Ф.Добрянського у кисневих сполуках середній вміст кисню дорівнює: у нафтенових кислотах - 10 %, у фенолах -5 %, в смолах — 6 %. Але вміст нафтенових кислот і тим більше фенолів у нафтах є незначний. Тому абсолютна більшість кисню пов'язана з смолисто-асфальтеновими сполуками.

Нафтенові кислоти - похідні вуглеводнів нафтенового (поліетиленового) ряду, де один атом водню заміщений на карбоксильну групу - СООН. Нафтенові кислоти, які виділені з низькокиплячих фракцій нафт, є рідинами з трохи меншою за воду густиною. В хімічному відношенні для нафтенових кислот характерні всі реакції, як і для карбонових кислот.

Нафтенові кислоти є похідними циклопентанів, а не циклогексанів. Низькомолекулярні кислоти мають один нафтеновий цикл, а складні - два або більше циклів в молекулі.

В нафтах зустрічаються також ще більш складні ароматично-нафтенові кислоти, в які входить ароматичний і нафтенові цикли.

Жирні кислоти виявлені у багатьох нафтах в незначних кількостях. Низькомолекулярні кислоти (С1- С4) є водорозчинними, першою в ряді яких стоїть мурашина кислота (НСООН), а другою -оцтова кислота (СН₃СООН). Склад жирних кислот різних нафт неодинаковий. Крім названих, в нафтах виявлені міристинова, пальмітинова, стеаринова та арахінова кислоти.

Феноли та ефіри зустрічаються в нафтах в дуже незначних кількостях і мало вивчені. Феноли складаються з ароматичного циклу, до якою приєднана гідроксильна група ОН.

Кисневі сполуки нафт поки що не знайшли практичного застосування, тому що вміст їх в нафтах незначний, але вивчення їх важливе для геохімії загалом.

Азотні сполуки нафт. Вміст азоту в нафтах знаходиться в межах від тисячних до десятих часток процента. Винятково рідко зустрічаються нафти з вмістом азоту до 1 - 2%. Вміст азотних сполук в більшості не перевищує 10% від загальної ваги нафти. Азотні сполуки найменш вивчені серед всіх інших компонентів нафт.

Азотні сполуки нафт є різні за будовою і їх поділяють на нейтральні та основні. До основних зараховують аміни, піридин, хіноліни та деякі інші. Індоли, окремі піроли та карбазоли відносяться до сполук неосновного характеру.

Аміни нафт бувають жирною та ароматичного ряду. Кількісний вміст і розподіл за фракціями практично не вивчений.

Піридин і його гомоголи в нафтах відкриті давно. Але деякі дослідники беруть під сумнів первинність піридинів, вважаючи, що вони утворюються внаслідок розкладу молекул складнішої будови. Піридин за своєю будовою молекули нагадує бензол, в якому одна група СН заміщена атомом азоту

Хіноліни - це більш складні сполуки, які складаються з двох кілець бензольного типу, в одному з яких група СН заміщена атомом азоту.

Карбіноли - це сполуки з п'ятичленними циклами, нейтральні за характером.

Азотні сполуки нафт за осіянній час знаходять все ширше застосування, зокрема в медицині.

Смоли та асфальтени є найбільш складними сполуками нафти. Будова їх молекул не зовсім зрозуміла, а вивчення їх утруднюється складністю проведення аналізів. Смоляно-асфальтенові речовини нафт є сумішшю великої кількості складних сполук в більшості нейтрального характеру. Це гетероатомні сполуки з молекулярною масою понад 500 - 600. Дослідами, проведеними на ультрацентрифугах, було доказано, що смоляно-асфальтенові компоненти можуть знаходитись у вигляді колоїдних частинок.

Розділення на смоли і асфальтени є умовним і проводиться за аналітичними ознаками. Типові асфальтени не розчиняються в нижчих метанових вуглеводнях (С3 — С7). Вони мають вищу (понад2000) молекулярну масу порівняно зі смолами. Асфальтени легко розчиняються в бензолі.

Вміст смолисто-асфальтенових речовин в нафтах коливається від 1-2 % до 60 - 70%. В окремих нафтах вони перевищують вміст вуглеводневих компонентів.

Смоли (нейтральні, силікагелеві) - речовини, які після виділенняасфальтенів адсорбуються па силікагелі, а відтак відмиваються хлороформом, бензолом або спиртобензолом. Смоли бувають від напіврідкої до майже твердої консистенції. Густина їх коливається від 1000 до 1070 кг/м³ Колір - від темно-жовтого до коричневого. Вони разом з асфальтенами зазвичай визначають колір нафти. Молекулярна маса коливається переважно від 500 до 1000. Всі смоли складаються з вуглецю, водню, сірки, кисню і азоту (за незначним виключенням). Вміст кисню 2 — 9%, сірки 0.5 - 5 %, азоту до 2 %, вуглецю 78 - 85 %, водню 8-11%. Відношення С/Н знаходиться в межах 8-10.

Важливою особливістю смол є їх здатність переходити в асфальтени при дії деяких факторів (при нагріванні, під дією адсорбентів, сірчаної кислоти, на світлі). При нагріванні без доступу кисню вони утворюють кокс.

Асфальтени - це речовини, які дають осадок в петролейному ефірі. Асфальтени - тверді порошкоподібні речовини бурого або чорного кольору з густиною близько 1 140 кг/м³. Молекулярна маса знаходиться в межах 1000 – 6000, що значно вище від смол. За хімічним складом вони відрізняються від смол дещо меншим вмістом водню (7-9%) і підвищеним вмістом вуглецю (80-87%). При нагріванні асфальтени розм'якшуються, але не плавляться. При високих температурах (понад 300°С) розкладаються з утворенням коксу (до 70%) та газів.

Дослідження засвідчили, що асфальтени перебувають в нафтах у колоїдних розчинах. Вміст асфальтенів тільки в дуже рідких випадках перевищує 5 %.

Крім смол та асфальтенів, в нафтах присутні в незначних кількостях карбени та асфальтогенні кислоти.

Смолисто-аефальтенові речовини мають низку цінних технічних властивостей і входять до складу нафтових бітумів, які широко використовуються в технічних цілях і, зокрема, для покриття доріг.

5.СХАРАКТЕРИЗУЙТЕ ФІЗИЧНІ ВЛАСТИВОСТІ НАФТИ, ЯКІ ВИЗНАЧАЮТЬ ЇХНІЙ ХАРАКТЕР І ВИКОРИСТОВУЮТЬСЯ ПРИ ПІДРАХУНКУ ЗАПАСІВ І ПРОЕКТУВАННІ РОЗРОБКИ РОДОВИЩ.

Нафта - це масляниста речовина різної консистенції - від дуже рухомої (рідкої) до густої (смолеподібної). Колір нафт - від чорного та темно-коричневого до жовтого та світло-жовтого (так звані " білі нафти"). Часто нафти мають зеленкуватий або синюватий відтінок. Колір нафт здебільшого залежить від вмісту смолисто-асфальтенових сполук.

Нафта характеризується цілою низкою фізичних параметрів, найголовнішими є: густина, в'язкість, поверхневий натяг, молекулярна вага, температура кипіння, теплотворна здатність, оптична активність, розчинність, люмінісценція та деякі інші.

Густина - це маса нафти в одиниці об'єму (кг/м³). Зручно виражати густину нафт через безрозмірну величину, тобто через відношення густини нафти до густини води при 4°С. У нашій країні густину нафт та нафтопродуктів визначають при стандартній температурі 20°С.

Абсолютна більшість нафт в поверхневих умовах має густину в межах 760-990 кг/м³.

Густина нафт залежить від: вмісту смолисто-асфальтенових сполук, фракційного складу нафт, молекулярної маси вуглеводнів та будови молекул, що складають основну частину нафт. В пластах за рахунок розчинення газу та температури густина нафт на 5 — 30 % менша за густину в стандартних умовах. Найбільший вплив на густину нафт мають смолисто-асфальтенові сполуки, наявність яких призводить до зростання густини. Наявність низькокиплячих сполук має зворотну дію і призводить до зниження густини нафт.

В'язкість. Однією з найбільш характерних особливостей рідин взагалі, і нафт зокрема, є здатність змінювати свою форму під дією зовнішніх сил. Ця властивість пояснюється легкою рухомістю молекул. В’язкістю або внутрішнім тертям називається властивість рідини чинити опір при взаємному переміщенні її частинок, яке викликане дією зовнішньої сили, що прикладена до рідини. Одна і та ж сила може викликати в різних рідинах неоднакові швидкості переміщення шарів, які рівновіддалені один від одного.

Більшість нафт належить до нормальних " ньютонівських" рідин, для яких в'язкість при даній температурі і тиску є постійною фізичною величиною. Зустрічаються також нафти, які відносяться до " неньютонівських'", тобто рідин, які мають певні структурно-механічні властивості. Рух цих рідин починається під дією сили, яка перевищує величину початкового напруження зсуву." Неньютонівськими" виступають нафти з великим вмістом парафіну, смол та асфальтенів і при невисоких температурах.

В'язкість визначають переважно за швидкістю витікання рідни через тонкі капілярні трубки. Розрізняють в'язкість динамічну, або абсолютну, кінематичну, а також в'язкість умовну.

Динамічна в'язкість (μ) в системі СІ мас розмірність Н*с/м², або Па*с. Ця одиниця досить велика, тому в практиці частіше використовується міліпаскаль-секунда (мПа*с), яка числово відповідає одному саптипуазу, що вживався раніше.

Кінематичною в'язкістю (ν) називають відношення динамічної в'язкості до густини нафти (ρ) при тій же температурі.

Кінематична в’язкість в системі СІ має розмірність м²/с. Ще іноді використовують в'язкість умовну, яка виражається в градусах. ВУ (в'язкість умовна) - це відношення часу втікання певною об'єму нафти до часу втікання того ж об'єму води через тонкий отвір стандартного приладу.

В'язкість нафт у поверхневих умовах коливається в дуже широких межах від 1-2 до кількох сот мПа*с. В пластових умовах вона коливається від десятих часток до сотень мПа*с.

В'язкість нафт залежить від хімічного складу, температури, тиску та кількості розчиненого газу. З ростом температури кипіння окремих фракцій нафт зростає також і в'язкість. Серед класів вуглеводневих сполук найвищу в'язкість мають нафтени, а відтак ідуть ароматичні та метанові сполуки. В'язкість нафт зменшується з ростом температури і кількості розчиненого в нафті вуглеводневого газу. Тільки при розчиненні азоту в нафті її в'язкість зростає. При невисоких температурах багато нафт взагалі не течуть. Тиск впливає на збільшення в'язкості, але незначно.

Поверхневий натяг - це сила, з якою рідина чинить опір збільшенню своєї поверхні, або це робота (енергія), яку потрібно затратити на збільшення поверхні рідини на одиницю площі. У Міжнародній системі СІ за одиницю поверхневою натягу прийнято 1 Н/м, або 1 Дж/м². Дня практичних цілей використовують величину в тисячу разів меншу, тобто 1 мН/м.

Поверхневий натяг існує тільки на границях фаз і має істотне значення при русі нафт і газів в пористому середовищі, оскільки умовою рівноваги рідин є мінімум вільної поверхневої енергії. За відсутності зовнішніх сил рідина має мінімальну поверхню і приймає сферичну форму. На її зміну необхідно затрачувати відповідну кількість енергії.

Вода змочує сильніше (більша висота капілярного підняття), тому вона відтискає нафту від стінок капіляра (пор) в гірській породі.

Поверхневий натяг нафт на межі з повітрям може коливатись в межах 17-35 мН/м. а для води становить 73 мН/м при температурі 20°С. При зростанні тиску і температури поверхневий натяг на межі нафти і газу поступово знижується і є нижчим за поверхневий натяг на межі з повітрям.

Поверхневий натяг нафти на межі з водою мало залежить від тиску і температури (окрім температур понад 300°С). На величину поверхневого натягу між нафтою та водою сильно впливає присутність в нафтах чи воді поверхнево-активних речовин. За наявності в нафті значної кількості нафтенових кислот, які є поверхнево-активними речовинами, та лужної води, поверхневий натяг між ними може бути незначним (в межах 1-5 мН/м).

Молекулярна маса - важлива характеристика нафт. Вона дає можливість судити про середнє значення молекулярної маси сполук, що входять до складу нафти. Переважно молекулярна маса нафт коливається в межах 200-300, хоч іноді може перевищувати навіть 600.

Температура кипіння. Окремі сполуки киплять при різних температурах. Для нафт завжди вказується початок кипіння, який здебільшого знаходиться в межах 60-120°С. При подальшому нагріванні нафта безперервно кипить. Чим більша молекулярна маса окремих сполук, тим вища їх температура кипіння. Циклічні вуглеводні киплять при вищій температурі, ніж метанові, при однаковій кількості атомів вуглецю. Розгонку нафти в нормальних умовах ведуть до температур 300-350°С, не дивлячись на те, що в нафтах присутні сполуки, які мають температуру кипіння понад 500-600°С.

Температура застигання і плавлення нафт. Це температура переходу від рідкої до твердої консистенції і навпаки. Індивідуальні хімічні сполуки переходять з рідкого стану в твердий і навпаки при визначеній та постійній температурах. Нафти, які завжди є сумішами різних сполук, що мають різну температуру плавлення, поводять себе зовсім інакше. При охолодженні парафіни утворюють кристалічну решітку у всій масі нафти, і вона втрачає рухомість, хоч більшість інших сполук перебувають у рідкому стані. З цими процесами утворення і руйнування кристалічних решіток пов'язана різниця у декілька градусів температури застигання і плавлення при однаковій методиці їх визначення. При високому вмісті смол і асфальтенів нафти перестають також бути рухомими при зниженні температури. Тому терміни застигання і плавлення носять дещо умовний характер, але мають важливе практичне значення. Температура застигання нафт коливається від мінусових температур до 50-40°С і вище.

Слід відрізняти явище застигання нафт від згущення. Згущення нафти відбувається за рахунок випаровування (втрати) легких фракцій, а не пониження температури.

Теплотворна здатність - це кількість тепла, що виділяється при повному згорянні 1 кг нафти. Вона становить 41000-46000 кДж/кг. За цією властивістю нафти значно перевищують всі сорти вугілля, торфу та деревини.

Оптична активність – це властивість нафти повертати площини поляризації світлового пучка майже завжди вправо до 1-2°. Оптична активність зумовлена асиметричною будовою окремих молекул.

Розчинність вуглеводневих газів у нафтах висока. Вона зростає з підвищенням їх молекулярної маси і залежить від складу нафт та термобаричних умов. Нафти легко розчиняються у всіх органічних розчинниках, бо вони мають з ними схожу міжмолекулярну взаємодію. Нафта сама є органічним розчинником. Зате розчинність нафт у воді і відповідно води у нафтах є дуже низькою. Тільки деякі складники нафти, такі як нафтенові кислоти та бензол, мають трохи кращу розчинність у воді. Підвищення температури і тиску призводить до зростання взаєморозчинності води і нафти. Це особливо стає помітним при температурах понад 100°С. Майже повна взаєморозчинність наступає при наближенні до критичної температури води (374, 2°С). Розчинність нафт у вуглеводневих газах при високих температурах і тиску може досягти 1 кг і більше на 1 м³ газу. Практично нерозчинними у газах є такі складники нафт, як асфальтени.

Люмінесценція нафти - це світіння під дією ультрафіолетового проміння. Нафти світяться в блакитних, жовтих, жовто-бурих та бурих тонах з різною інтенсивністю. На основі люмінесценції базуються методи виявлення нафти і бітумів у гірських породах.

Електричні властивості Нафта є діелектриком.

Магнітні властивості. Нафти загалом належать до діамагнетиків. Найбільшими діамагнетиками в нафті є алкани. Найбільшу магнітну сприйнятливість мають важкі нафти.

Радіоактивність нафти - це властивість, яка виражається видом і концентрацією радіоактивних елементів. За величиною вона перебуває на рівні загального фону, але відчутна для реєстрації. Підвищену радіоактивність мають важкі нафти.

Коефіцієнт стиску нафти, або коефіцієнт пружності - це відносна зміна об'єму нафти при зміні тиску па одиницю. Дегазовані нафти мають коефіцієнт стиску в межах (4-7)*10^-10 Па^-1. В пластових умовах, де розчинено в нафті багато газу, цей коефіцієнт може досягати величини 150*10^-10 Па^-1. Для води він становить (4-5) *10^-10 Па^-1.

Коефіцієнт термічного (теплового) розширення - це величина зміни об'єму нафти при зміні температури на 1°С і становить (10-18) *10^-4 1/°С, а при високому вмісті розчиненою газу може досягти 25-10^-4 1/°С. Для води він дорівнює (1.5-7.5) 10^-4 1/°С.

Теплопровідність нафт становить 0.1-0.14 Вт/м*гр. і вона в 4-5 разів менша за теплопровідність пластових вод.

Знання фізичних параметрів газу, нафти і води та їх порівняння дає підстави для пояснення багатьох явищ, що мають місце в надрах Землі.

6. АРГУМЕНТУЙТЕ ВІДМІННІСТЬ МІЖ ЗНАЧЕННЯМИ ГУСТИНИ ТА В’ЯЗКОСТІ НАФТИ В ПЛАСТОВИХ ТА ПОВЕРХНЕВИХ УМОВАХ. НАВЕДІТЬ ЧИСЛОВІ ЗНАЧЕННЯ.

Нафта характеризується цілою низкою фізичних параметрів, найголовнішими є: густина, в'язкість, поверхневий натяг, молекулярна вага, температура кипіння, теплотворна здатність, оптична активність, розчинність, люмінісценція та деякі інші.

Густина - це маса нафти в одиниці об'єму (кг/м³). Зручно виражати густину нафт через безрозмірну величину, тобто через відношення густини нафти до густини води при 4°С. У нашій країні густину нафт та нафтопродуктів визначають при стандартній температурі 20°С.

Абсолютна більшість нафт в поверхневих умовах має густину в межах 760-990 кг/м³.

Густина нафт залежить від: вмісту смолисто-асфальтенових сполук, фракційного складу нафт, молекулярної маси вуглеводнів та будови молекул, що складають основну частину нафт. В пластах за рахунок розчинення газу та температури густина нафт на 5 — 30 % менша за густину в стандартних умовах. Найбільший вплив на густину нафт мають смолисто-асфальтенові сполуки, наявність яких призводить до зростання густини. Наявність низькокиплячих сполук має зворотну дію і призводить до зниження густини нафт.

В'язкість. Однією з найбільш характерних особливостей рідин взагалі, і нафт зокрема, є здатність змінювати свою форму під дією зовнішніх сил. Ця властивість пояснюється легкою рухомістю молекул. В’язкістю або внутрішнім тертям називається властивість рідини чинити опір при взаємному переміщенні її частинок, яке викликане дією зовнішньої сили, що прикладена до рідини. Одна і та ж сила може викликати в різних рідинах неоднакові швидкості переміщення шарів, які рівновіддалені один від одного.

Більшість нафт належить до нормальних " ньютонівських" рідин, для яких в'язкість при даній температурі і тиску є постійною фізичною величиною. Зустрічаються також нафти, які відносяться до " неньютонівських'", тобто рідин, які мають певні структурно-механічні властивості. Рух цих рідин починається під дією сили, яка перевищує величину початкового напруження зсуву." Неньютонівськими" виступають нафти з великим вмістом парафіну, смол та асфальтенів і при невисоких температурах.

В'язкість визначають переважно за швидкістю витікання рідни через тонкі капілярні трубки. Розрізняють в'язкість динамічну, або абсолютну, кінематичну, а також в'язкість умовну.

Динамічна в'язкість (μ) в системі СІ мас розмірність Н*с/м², або Па*с. Ця одиниця досить велика, тому в практиці частіше використовується міліпаскаль-секунда (мПа*с), яка числово відповідає одному саптипуазу, що вживався раніше.

Кінематичною в'язкістю (ν) називають відношення динамічної в'язкості до густининафти (ρ) при тій же температурі.

Кінематична в’язкість в системі СІ має розмірність м²/с. Ще іноді використовують в'язкість умовну, яка виражається в градусах. ВУ (в'язкість умовна) - це відношення часу втікання певною об'єму нафти до часу втікання того ж об'єму води через тонкий отвір стандартного приладу.

В'язкість нафт у поверхневих умовах коливається в дуже широких межах від 1-2 до кількох сот мПа*с. В пластових умовах вона коливається від десятих часток до сотень мПа*с.

В'язкість нафт залежить від хімічного складу, температури, тиску та кількості розчиненого газу. З ростом температури кипіння окремих фракцій нафт зростає також і в'язкість. Серед класів вуглеводневих сполук найвищу в'язкість мають нафтени, а відтак ідуть ароматичні та метанові сполуки. В'язкість нафт зменшується з ростом температури і кількості розчиненого в нафті вуглеводневого газу. Тільки при розчиненні азоту в нафті її в'язкість зростає. При невисоких температурах багато нафт взагалі не течуть. Тиск впливає на збільшення в'язкості, але незначно.