Питома вага та густина нафт

Молекулярна вага нафти

Молекулярна вага (молекулярна маса) - маса молекули, виражена в атомних одиницях маси.

Молекулярна вага нафти і нафтових фракцій залежить від молекулярної ваги і співвідношення компонентів, що входять в неї.

З підвищенням температури кипіння нафтових фракцій підвищується їх молекулярна вага. Вуглеводневий склад, а отже і молекулярна вага одних і тих же фракцій різних нафт неоднакові.

При одних і тих же температурах кипіння фракції парафінистих нафт мають найбільш високий молекулярний вагу, фракції нафти нафтенових-ароматичного характеру - найменший, а молекулярна вага фракцій нафт з нафтеновою основою займає проміжне положення.

Питома вага та густина нафт

Густина. Нафти розрізняються за густиною, тобто за масою, що міститься в одиниці їх об'єму. Якщо в посудину з нафтою налити воду, то, за винятком рідкісних випадків, нафта спливає. Зазвичай вона легша за воду. Густина нафти, виміряна при температурі 20°С, віднесена до густини води, виміряної при 4°С, називається відносною густиною нафти. Визначення густини можна проводити при будь-якій температурі, а потім вирахувати значення відносної густини, використовуючи коефіцієнт об'ємного розширення, значення якого наводяться у довідковій літературі.

Відносна густина нафт коливається в межах 0,5–1,05 кг/дм3 (зазвичай 0,82–0,95). Нафти з відносною густиною до 0,85 називаються легкими. Своєю легкістю вони зобов'язані переважанню в їх складі метанових вуглеводнів. Відносну густину від 0,85 до 0,90 мають середні нафти, а вище 0,90 – важкі. У важких нафтах містяться переважно циклічні вуглеводні.

Густина нафти залежить від багатьох факторів: хімічної природи речовин, що до неї входять, фракційного складу, кількості смолистих речовин, кількості розчинених газів та ін. Густина нафти залежить від глибини залягання, як правило, зменшуючись з її збільшенням. Винятки з цього правила пояснюють вторинними явищами, наприклад міграцією легких нафт у більш високі горизонти залягання.

При визначенні густини нафт і нафтопродуктів звичайно користуються кількома методами: за допомогою ареометрів (нафтоденсиметрів), методом зваженої краплі, за допомогою гідростатичних ваг, пікнометричним методом (найбільш точний).

У поєднанні з іншими показниками (коефіцієнт заломлювання, молекулярна маса) густина використовується для визначення вуглеводневого чи структурно-групового складу нафтових фракцій.
Питома вага нафти залежить від складу вуглеводнів, змісту смолистих і асфальтових домішок, а також від кількості розчиненого в ній газу Питома вага нафт (тобто вага одного кубічного сантиметра) укладається в межі від 0,75 до 1,00 при температурі 20 градусів за Цельсієм. Така нафту тоне у воді.

9. В’язкість нафт

В'язкість — одна з найважливіших технічних характеристик нафти, продуктів її переробки, газових конденсатів і фракцій; визначає характер процесів видобування нафти, її піднімання на денну поверхню, промислового збирання і підготовку, умови перевезення і перекачування продуктів, гідродинамічного опору під час їх транспортування по трубопроводах та ін. Для деяких видів палив та мастил в'язкість служить нормованим показником. В'язкість пластових нафт зростає при тисках нижчих від тиску насичення. Визначається впливом двох факторів: виділенням розчиненого газу, що приводить до збільшення в'язкості залишкової нафти, і об’ємним розширенням нафти при зниженні тиску, що приводить до зменшення в'язкості. Великий вплив має перший фактор. Основна частина розроблюваних традиційними способами нафтових родовищ містить у продуктивних пластах нафту з динамічним коефіцієнтом в'язкості в межах 0,5–25 мПа·с, рідше до 70 мПа·с. В'язкість розгазованих нафт значно вища. При цьому вуглеводневі флюїди з динамічним коефіцієнтом в'язкості понад 12–15 мПа·с вважаються нафтами підвищеної в'язкості. Родовища нафти з високою в'язкістю, в тому числі структурною, розробляються із застосуванням спеціальних методів видобування на основі використання теплового впливу, а також загущених або хімічно активних витіснювальних агентів.

10. Характерні температурні переходи та агрегатні перетворення

Оскільки нафта не є індивідуальною хімічною сполукою, перехід її з одного агрегатного стану в інший відбувається поступово. Так, переходу з рідкого стану в тверде (застигання) передує загустіння, а переходу з твердого в рідкий (плавлення) - розм'якшення. Звідси випливає, що характерні температури застигання і плавлення не є точними величинами, а охоплюють деякий інтервал температур.

Температура застигання нафти залежить від її складу: чим більше вміст парафіну в нафті, тим вище її температура застигання. Смолисті речовини мають протилежний вплив: з підвищенням їх змісту температура застигання знижується. Таким чином, по температурі застигання нафти можна судити про її хімічний склад.

При випаровуванні нафти, як і будь-яких інших складних сумішей, в першу чергу випаровуються найбільш легкі компоненти, при цьому в залежності від умов випаровування разом з легкими компонентами захоплюється і деяка частина більш важких. На швидкість випаровування рідин впливає безліч факторів: температура, величина поверхні випаровування, висота шару рідини, швидкість струму повітря, що відносить пари. Тому для зберігання нафти необхідні резервуари спеціальної конструкції.

При нагріванні рідини тиск пари над нею поступово зростає і досягає, нарешті, зовнішнього тиску. При цьому пароутворення відбувається вже у всій масі рідини, і рідина закипає.

При кипінні індивідуальної рідини температура залишається постійною, аж до повного википання. Якщо ж ми маємо справу з такою складною сумішшю, як нафта, то при підвищенні температури спочатку закипають і переганяються найлегші частини суміші, при цьому (як і при випаровуванні) захоплюється частина і більш важких компонентів. У міру википання найбільш легких частин їх місце займають більш важкі компоненти, температура кипіння яких вище. Таким чином, температура кипіння нафти не може представляти постійної величини; під час перегонки вона поступово підвищується, і тому відносно до нафти говорять про температурні інтервали кипіння.