Химия нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Вопрос

А) Роль углеводородного сырья в экономике России:

Для России, как и для большинства стран-экспортеров, нефть - один из важнейших источников валютных поступлений. Удельный вес экспорта нефти и нефтепродуктов в общей валютной выручке страны составляет приблизительно 27%. Роль нефтяного комплекса России как источника бюджетных поступлений постоянно растет. На экспорт поставляются 2/5 добываемой в стране нефти и 1/3 от производимых нефтепродуктов. На долю крупных нефтяных компаний приходится около 80% добычи нефти в стране, а доля экспорта в 1998 г. возросла до 34. 1%. В 1998 г. по сравнению с 1997 г. доля экспорта совместных предприятий сократилась с 57. 2 до 48. 7%.

Если в 1994 г. Комплекс обеспечивал около 6% бюджетных поступлений, то в 1995 г. Бюджетная доля комплекса возросла до 13%, в 1996г. - до 16%, в 1997 - 1998гг. - до 22%. Нефтяная промышленность в 1997г. обеспечила 25% валютных поступлений страны. При этом добыча нефти, (с газовым конденсатом) соответственно составляла в 1994г. - 318 млн. т., в 1996г. - 301 млн. т., в 1997г. - 306 млн. т.. В 1998г. ожидается добыча нефти на уровне 290 - 296 млн. т..

Б) Знания о химическом составе и свойствах нефтей и газов при поиске новых месторождений и выборе направления переработки:

По составу и свойствам проб ископаемого топлива из одной скважины, мы можем судить о всём пласте в целом, а это очень полезные данные. Также геологи делят месторождения по районам. Степень изученности разведуемого района (в отношении геологии и хим./физ. свойств нефти) влияет на дальнейшее изучение, прогнозирование и открытие ближайших месторождений.

В) Гипотезы происхождения нефти:

Органическое происхождение - В осадочных породах всегда содержится очень незначительное количество органического вещества (всего 0,2--0,9%). Изучение его состава показало, что оно состоит из веществ, напоминающих жироподобные вещества, содержащиеся в остатках растений на дне морей. А по своему молекулярному строению похоже на соединения, входящие в состав нефти. Благодаря этому некоторые учёные считают доказанной возможность образования углеводородов нефти из липоидов, белков и углеводов, которые входили в состав животных организмов.

Неорганическое происхождение - Во второй половине XIX в. химикам удалось в лабораторных условиях синтезировать ацетилен С2Н2, углеводороды метанового ряда. Знаменитый химик Д.И.Менделеев создал свою известную «карбидную» теорию происхождения нефти и выступил на заседании Русского химического общества в 1877 г., причем его гипотеза была обоснована на большом фактическом материале и сразу же завоевала популярность. Менделеев указал, что открытые к тому времени месторождения нефти сконцентрированы в окраинах горно-складчатых сооружений, линейно вытянуты, тяготеют к зонам крупных разломов. Через эти разломы вода проникает вглубь Земли, вступает в реакцию с углеродистыми металлами - с карбидами металлов, в результате чего возникает нефть, которая поднимается вверх, образует залежи:

2FeC+3H2O=Fe2O3+C2H6

Этот процесс, по Менделееву, происходил не только в прошлые геологические периоды, но и происходит сейчас.

Г) Элементный состав нефтей и газов:

Элементный состав нефтей довольно прост. Многочисленными химическими анализами установлено, что они состоят главным образом из углерода-79 5 - 87 5 % и водорода-11 0 - 14 5 % от массы нефти. Кроме них в нефтях присутствуют еще три элемента - сера, кислород и азот. В очень незначительных концентрациях в нефтях встречаются также металлы. В газах состав схож с нефтью, но в состав газов входит намного большее количество азота.

Д) Фракционный состав:

Фракционный состав является важным показателем качества нефти. В процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части -- фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания.

При атмосферной перегонке получают следующие фракции, выкипающие до 350 °С, -- светлые дистилляты:

· до 100 °С -- петролейвая фракция;

· до 180 °С -- бензиновая фракция;

· 140-180 °С -- лигроиновая фракция;

· 140-220 °С -- керосиновая фракция;

· 180-350 °С (220-350 °С) -- дизельная фракция.

Последнее время фракции, выкипающие до 200 °С, называют легкими, или бензиновыми, от 200 до 300 °С -- средними, или керосиновыми, выше 300 °С -- тяжелыми, или масляными.

Все фракции, выкипающие до 300 °С, называют светлыми, остаток после отбора светлых дистиллятов (выше 350 °С) называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом, при этом получают следующие фракции в зависимости от переработки:

· для получения топлива (350-500 °С) -- вакуумный газойль (вакуумный дистиллят);

· более 500 °С -- вакуумный остаток (гудрон).

Получение масел происходит в следующих температурных интервалах: 300-400 °С -- легкая фракция, 400-450 °С -- средняя фракция, 450-490 °С -- тяжелая фракция, более 490 °С -- гудрон. Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) также относят к тяжелым компонентам нефти -- Тпл ~80 °С

Е) Групповой состав:

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

На ранних этапах развития нефтяной промышленности определяющим показателем качества продуктов была плотность. В зависимости от плотности нефти подразделяли на легкие (с1515 < 0,828), утяжеленные (с1515 = 0,828 -- 0,884) и тяжелые (с1515 > 0,884). В легких нефтях содержится больше бензиновых фракций, относительно мало смол и серы. Из нефтей этого типа вырабатывают смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти характеризуются высоким содержанием смол; чтобы получить из них масла, необходимо применять специальные методы очистки -- обработку избирательными растворителями, адсорбентами и т. п. Однако тяжелые нефти -- наилучшее сырье для производства битумов. Классификация нефтей по плотности приблизительна, а на практике известны случаи, когда описанные выше закономерности не подтверждались.

Ж) Классификация нефтей:

Различают нефти: парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические (а также по плотности: легкие, утяжеленные, тяжелые)

· В парафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые -- не менее 50 %, масляные-- 20 % и более. Наиболее типичными парафиновыми нефтями являются нефти полуострова Мангышлак (Узеньская, Жетыбайская).

· В парафино-нафтеновых нефтях содержатся наряду с алканами в заметных количествах циклоалканы, содержание аренов невелико. Как и в чисто парафиновых нефтях, в нефтях этой группы мало смол и асфальтенов. К группе парафино-нафтеновых относятся нефти наиболее крупных месторождений Волго-Уральского бассейна и Западной Сибири.

· Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях; алканов в этих нефтях мало, смолы и асфальтены имеются также в ограниченном количестве. К нафтеновым относятся нефти, добываемые в Баку (Балаханская и Сураханская), на Эмбе (Доссорская и Макатская), в Майкопе..

· В парафино-нафтено-ароматических нефтях УВ всех трех классов содержатся примерно в равных количествах,.твердых парафинов мало (не более 1,5 %), а количество смол и асфальтенов достигает 10 %.

· Нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным содержанием циклоалканов и аренов, в особенности в тяжелых фракциях. Алканы имеются только в легких фракциях, причем в небольшом количестве. Содержание твердого парафина в нефти не превышает 0,3 %, а смол и асфальтенов -- 15--20 %.

· Ароматические нефти характеризуются высокой плотностью; во всех фракциях этих нефтей содержится много аренов. К ароматическим нефтям относятся нефть Прорвинского месторождения в Казахстане, Бугурусланская в Поволжье.

2. Вопрос

Алканы нефти и газа:

Алканы это - ациклические углеводороды линейного или разветвлённого строения, содержащие только простые связи и образующие гомологический ряд с общей формулой CnH2n+2. Алканы являются насыщенными углеводородами и содержат максимально возможное число атомов водорода. Каждый атом углерода в молекулах алканов находится в состоянии sp3-гибридизации - все 4 гибридные орбитали атома С равны по форме и энергии, 4 электронных облака направлены в вершины тетраэдра под углами 109°28'. За счёт одинарных связей между атомами С возможно свободное вращение вокруг углеродной связи. Тип углеродной связи - ? связи, связи малополярны и плохо поляризуемы. Длина углеродной связи - 0,154 нм [Нейланд, 1990].

Содержание алканов в нефтях.

Все нефти содержат большее или меньшее количество алканов. Обычно их содержание в нефтях колеблется от 20 до 50 %. В парафинистых нефтях содержание алканов достигает 60 % и более; в нефтях малопарафинистых их содержание может упасть до 1-2 %. Если рассмотреть распределение алканов по фракциям нефти, то наблюдается следующая общая для всех нефтей закономерность: содержание алканов падает с увеличением температуры кипения фракции. В парафино-нафтеновых нефтях алканы находятся в низкокипящих фракциях (до 300оС). В парафинистых нефтях их содержание может быть значительным даже в высококипящих фракциях.

Физические свойства алканов

Шесть первых членов в гомологическом ряду алканов - газы при обычных условиях (метан, этан, пропан, бутан, изобутан, неопентан). Температуры кипения этих углеводородов, °С:

Метан -161,6 Этан -88,5 Пропан -42,2 Бутан 0,5 Изобутан 12,2 Неопентан 9,45

Начиная с изопентана (tкип = 28°С) и пентана (tкип = 36°С) метановые углеводороды представляют собой - жидкости. Для углеводородов нормального строения увеличение на -СН2- группу повышает температуру кипения в среднем на 30°С, затем по мере увеличения молекулярной массы эта величина уменьшается. Если сравнить температуры кипения алканов нормального и изостроения, то разветвленные углеводороды имеют более низкие температуры кипения, чем углеводороды с прямой цепью.

Начиная с Cl6-С17, алканы с прямой цепью - твердые вещества. Температура плавления, °С:

Гексадекан С16Н34 18,1 Гептадекан С17Н36 22,0

Температура плавления алканов с прямой цепью повышается с увеличением числа углеродных атомов в молекуле.

Алканы имеют низкую химическую активность. Это объясняется тем, что единичные связи C--H и C--C относительно прочны, и их сложно разрушить. Поскольку углеродные связи неполярны, а связи С--Н малополярны, оба вида связей малополяризуемы и относятся к у-виду, их разрыв наиболее вероятен по гомолитическому механизму, то есть с образованием радикалов.

Алканы (СnН2n+2) -- парафиновые углеводы -- составляют значительную часть групповых компонентов нефтей, газоконденсатов и природных газов. Общее содержание их в нефтях составляет 25-75 % маc. и только в некоторых парафинистых нефтях типа Мангышлакской достигает 40-50 %. С повышением молярной фракций нефти содержание в них алканов уменьшается. Попутные нефтяные и природные газы практически полностью, а прямогонные бензины чаще всего на 60-70 % состоят из алканов. В масляных фракциях их содержание снижается до 5-20 % маc. Из алканов в бензинах преобладают 2- и 3-монометилзамещенные, при этом доля изоалканов с четвертичным углеродным атомом меньше, а этил- и пропилзамещенные изоалканы практически отсутствуют. С увеличением числа атомов углерода в молекуле алканов свыше 8 относительное содержание монозамещенных снижается. В газойлевых фракциях (200-350 °С) нефтей содержатся алканы от додекана до эйкозана. Установлено, что среди алканов в них преобладают монометилзамещенные и изопреноидные (с чередованием боковых метильных групп через три углеродных атома в основе углеродной цепи) структуры. В среднем содержание алканов изопреноидного строения составляет около 10-11 %.

3. Вопрос

Циклоалканы нефти.

При обычных условиях первые два члена ряда (С3 -- С4) -- газы, (С5 -- С16) -- жидкости, начиная с С17 -- твёрдые вещества. Температуры кипения иплавления циклоалканов выше, чем у соответствующих алканов. Циклоалканы в воде практически не растворяются. При увеличении числа атомовуглерода возрастает молярная масса, следовательно, увеличивается температура плавления.

По химическим свойствам малые и обычные циклы существенно различаются между собой. Циклопропан и Циклобутан склонны к реакциям присоединения, то есть сходны в этом отношении с алкенами. Циклопентан и Циклогексан по своему химическому поведению близки к алканам, так как вступают в реакции замещения.

Циклоалканы (ц. СnН2n) -- нафтеновые углеводы -- входят в состав всех фракций нефтей, кроме газов. В среднем в нефтях различных типов они содержатся от 25 до 80 % мас. Бензиновые и керосиновые фракции представлены в основном гомологами циклопентана и циклогексана, преимущественно с короткими (C1 -- С3) алкилзамещенными цикланами. Высококипящие фракции содержат преимущественно полициклические гомологи цикланов с 2-4 одинаковыми или разными цикланами сочлененного или конденсированного типа строения. Распределение цикланов по фракциям нефти самое разнообразное. Их содержание растет по мере утяжеления фракций и только в наиболее высококипящих масляных фракциях падает. Можно отметить следующее распределение изомеров цикланов: среди С7 -- циклопентанов преобладают 1,2 -- и 1,3-диметилзамещенные; С8 -- циклопентаны представлены преимущественно триметилзамещенными; среди алкилциклогексанов преобладает доля ди- и триметилзамещенные, не содержащие четвертичного атома углерода.

4. Вопрос

А) Алкены(Олефины)

Температуры плавления и кипения алкенов увеличиваются с молекулярной массой и длиной главной углеродной цепи.

При нормальных условиях алкены с C2H4 до C4H8 -- газы; с пентена C5H10 до гексадецена C17H34 включительно -- жидкости, а начиная с октадецена C18H36 -- твёрдые вещества. Алкены не растворяются в воде, но хорошо растворяются в органических растворителях.

Основным промышленным методом получения алкенов является каталитический и высокотемпературный крекинг углеводородов нефти и природного газа. Для производства низших алкенов используют также реакцию дегидратации соответствующих спиртов.

Высшие алкены ( выше 5) являются высокооктановыми компонентами бензина, а также используются в нефтехимическом синтезе - для алкилирования бензола с целью получения моющих веществ, в качестве сырья для оксо-синтеза для получения одноатомных спиртов и других целей.

Б) Диены

Низшие диены -- бесцветные легкокипящие жидкости (температура кипения изопрена 34 °C; температура кипения 2,2-диметил-1,3-бутадиена 68,78 °C; температура кипения 1,3-циклопентадиена 41,5 °C). 1,3-Бутадиен и аллен (1,2-пропадиен) -- газы (Tкип ?4,5 °C и ?34 °C соответственно).

Сопряженные диены существуют в виде двух конформаций -- цисоидной (s-цис-форма) и трансоидной (s-транс-форма), способных переходить друг в друга, более устойчивой является s-транс-форма.

Способы получения:

Синтез Лебедева - Формально эту реакцию можно представить как дегидратацию двух молекул этилового спирта с одновременным межмолекулярным дегидрированием.

Элиминирование галогенопроизводных алканов спиртовым раствором щёлочи.

Диены. Бутадиен-1,3 и 2-метил-бутадиен-1,3 являются основными мономерами в производстве синтетических каучуков. В промышленности бутадиен получается как побочный продукт пиролиза и дегидрированием бутана и бутиленовой фракции продуктов пиролиза нефтяного сырья на этилен. К перспективным методам производства изопрена относится дегидрирование изоамиленов, выделенных из лёгких крекинг-бензинов, и дегидрирование изопентана, содержащегося в попутных газах и получаемого изомеризацией н-пентана. Часть бутадиена расходуется на получение хлоропрена, циклододекатриена-1,5,9 -- полупродукта в производстве полиамидных волокон.

В) Алкины

Алкины по своим физическим свойствам напоминают соответствующие алкены. Низшие (до С4) -- газы без цвета и запаха, имеющие более высокие температуры кипения, чем аналоги в алкенах, и т.д. Алкины плохо растворимы в воде, лучше -- в органических растворителях.

Основным промышленным способом получения ацетилена является электро- или термокрекинг метана, пиролиз природного газа и карбидный метод.

Ацетилен - самый распространённый в нефтехимии представитель ряда алкинов. Большое количество ацетилена производится из метана и др. парафиновых углеводородов окислительным пиролизом, электрокрекингом и пиролизом различного нефтяного сырья в водородной плазме. Димеризацией ацетилена в присутствии однохлористой меди получают винилацетилен, используемый главным образом для производства хлоропрена (см. такжеХлоропреновые каучуки). Из ацетилена получают также акрилонитрил, винилхлорид, ацетальдегид, но во всех этих случаях ацетилен постепенно вытесняется более дешёвыми этиленом и пропиленом.

5. Вопрос

Арены.

Общая формула класса: CnH2n-6 . Особенность строение - цикличность (замкнутость).

Простейшими представителями класса являются бензол и толуол

Как правило, ароматические соединения -- твердые или жидкие вещества. Отличаются от алифатических и алициклических аналогов высокими показателями преломления и поглощения в близкой УФ и видимой области спектра. Для ароматических соединений характерны реакции замещения, какэлектрофильного (галогенирование, нитрование, сульфирование, алкилирование, ацилирование, др.), так и нуклеофильного (по различным механизмам). Возможны реакции присоединения, окисления (для моноядерных аренов -- в весьма жестких условиях и/или с катализаторами).

Ароматические углеводороды являются важным сырьем для производства различных синтетических материалов, красителей, физиологически активных веществ. Так, бензол - продукт для получения красителей, медикаментов, средств защиты растений и др. Толуол используется как сырье в производстве взрывчатых веществ, фармацевтических препаратов, а также в качестве растворителя. Винилбензол (стирол) применяется для получения полимерного материала - полистирола.

6. Вопрос

Детонационная стойкость

Детонационная стойкость -- параметр, характеризующий способность топлива противостоять самовоспламенению при сжатии. Это важнейшая количественная характеристика топлива, на основе которой определяется его сортность и применимость в двигателях той или иной конструкции.

Для легкотопливных двигателей важна высокая детонационная стойкость топлива (как правило, бензина - октановое число). В данном случае, она измеряется параметром, называемым «октановое число».

Высокая детонационная стойкость бензинов обеспечивает их нормальное сгорание на всех режимах эксплуатации двигателя. При сжатии рабочей смеси, температура и давление повышаются, и начинается окисление углеводородов, которое интенсифицируется после воспламенения смеси. Если углеводороды несгоревшей части топлива обладают недостаточной стойкостью к окислению, начинается интенсивное накапливание перекисных соединений, а затем -- их взрывной распад. При высокой концентрации перекисных соединений, происходит тепловой взрыв, который вызывает самовоспламенение топлива.

Самовоспламенение части рабочей смеси перед фронтом пламени приводит к взрывному горению оставшейся части топлива -- к так называемому «детонационному сгоранию», «детонации». Детонация вызывает перегрев, повышенный износ, или даже местные разрушения двигателя, и сопровождается резким характерным звуком, падением мощности, увеличением дымности выхлопа. На возникновение детонации оказывают влияние состав применяемого бензина и конструктивные особенности двигателя.

Для дизельных двигателей, работающих за счёт самовоспламенения рабочей смеси от сжатия, детонационная стойкость топлива должна наоборот быть достаточно низкой, чтобы обеспечить нормальный рабочий цикл.

Способность топлива воспламеняться при сжатии определяет период задержки воспламенения смеси (промежуток времени от впрыска топлива в цилиндр до начала его горения) и выражается характеристикой, обозначаемой как «цетановое число». Чем выше цетановое число, тем меньше задержка, и тем более спокойно и плавно горит топливная смесь.

Испытания на детонационную стойкость проводят или на полноразмерном автомобильном двигателе, или на специальных установках с одноцилиндровым двигателем. На полноразмерных двигателях при стендовых испытаниях определяют так называемое фактическое октановое число (ФОЧ), а в дорожных условиях -- дорожное октановое число (ДОЧ). На специальных установках с одноцилиндровым двигателем определение октанового числа принято проводить в двух режимах: более жёсткий (моторный метод) и менее жёсткий (исследовательский метод). Октановое число топлива, установленное исследовательским методом, как правило, несколько выше, чем октановое число, установленное моторным методом. Точность определения октанового числа, более правильно именуемая воспроизводимостью, составляет единицу. Это означает, что бензин с октановым числом 93 может показать на другой установке при соблюдении всех требований метода определения октанового числа (ASTM D2699, ASTM D2700, EN 25163,ISO 5163, ISO 5164, ГОСТ 511, ГОСТ 8226) совсем другую величину -- например, 92. Существенным является то, что обе величины, 93 и 92, являются и точными, и правильными и при этом относятся к одному и тому же образцу топлива.

Зависимость детонационной стойкости от состава топлива: В настоящее время для оценки детонационной стойкости автомобильных бензинов разработан ряд способов, в основу которых положено два основных принципа:

- оценка физико-химического показателя, зависящего от состава бензина, с последующим расчетом октанового числа по предварительно установленной эмпирической зависимости;

- определение для бензина эквивалента эталонной топливной смеси (объемного содержания изооктана в смеси с нормальным гептаном), который в стандартных условиях испытания на одноцилиндровой установке с переменной степенью сжатия, регламентированных стандартом, обеспечивает одинаковый с испытуемым образцом уровень детонации.

7. Вопрос

Сернистые соединения, их распределение по фракциям нефти,

Свойства и влияние на процесс нефтедобычи.

В нефтях содержатся различные количества соединений двухвалентной серы, составляющие в пересчете на элементарную серу 0,5--5 вес. %. При переработке нефти часть сернистых соединений переходит в дистилляты в виде примеси. Менее стабильные сернистые соединения в условиях переработки нефти разрушаются с образованием новых сернистых соединений (вторичного происхождения), в том числе сероводорода, который удаляется с газообразными продуктами и при щелочной промывке углеводородных фракций. Некоторые сернистые соединения под влиянием повышенных температур, давлений, катализатора могут восстанавливаться до элементарной серы, определенные количества которой при перегонке нефти переходят в дистиллят, растворяясь в нем. Даже в сравнительно небольших количествах сернистые соединения сильно ухудшают эксплуатационные качества товарных нефтепродуктов. Поэтому присутствие сернистых соединений в топливе нежелательно.

Одна из основных задач широко распространенного процесса гидроочистки дистиллятных топлив--разрушение всех сернистых соединений до легко отделяемого сероводорода. Однако в последнее время все чаще обсуждается вопрос о целесообразности удаления из топливных смесей всех сернистых соединений независимо от их химического строения, не разрушая эти соединения. По химическому строению сернистые соединения нефтепродуктов еще более многообразны, чем углеводороды топлив. Среди них присутствуют крайне коррозионноактивные соединения, снижающие стабильность топлив и являющиеся источником образования смол и осадков. Однако имеются весьма стабильные сернистые соединения, некоррозионноактивные, оказывающие антиокислительный эффект на углеводороды топлива. Поверхностная активность некоторых сернистых соединений способствует защите трущихся металлических пар от износа. В целом сернистые соединения нефтепродуктов являются источником нового химического сырья, изучение и использование которого практически еще не начато. Содержание серы (или сернистых соединений) в товарных нефтепродуктах приходится строго регламентировать, а следовательно, для получения прямогонных топлив необходимо подбирать нефти с ограниченным содержанием серы или подвергать высокосернистые нефтепродукты более глубокой переработке (каталитический крекинг, гидрирование, гидроочистка и другие методы, в процессе которых сернистые соединения разрушаются).

Содержание и состав сернистых соединений в топливе зависят от содержания и состава их в нефти и от методов ее переработки.

В дистиллятах может оказаться различное количество сернистых соединений при одинаковом содержании серы в перерабатываемой нефти. Это обусловлено различным составом сернистых соединений и неодинаковой их стабильностью.

Среднедистиллятные товарные фракции, полученные из приволжских нефтей характеризуются более высоким содержанием серы, чем фракции, полученные, например, из азербайджанских нефтей. В газойле каталитического крекинга остается серы 60--66% от ее содержания в сырье, что составляет 0,7--1,1 вес. %, Содержание сернистых соединений в нефтепродуктах, полученных прямой перегонкой малосернистых нефтей, невелико: в керосинах 0,026--0,126%; в дизельных топливах 0,043--0,190%.

Присутствие сернистых соединений в нефтях всегда плохо влияет на процесс бурения. Свободная сера при смешивании с водой образует кислоту. Также и сернистые соединения образуют агрессивную среду, но не только на тех участках скважины, где они находятся, а по всему стволу. Бурильный раствор под давлением с огромной скоростью бежит по затрубному пространству: если в таком растворе находятся сернистые соединения, бурильные и обсадные трубы быстро разрушаются.

Основные представители, встречающиеся в нефтях:

Сернистые соединения двухвалентной серы: сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и циклические (тиофены и тиофаны).

8. Вопрос

Кислородосодержащие соединения

Нефтяные кислоты и фенолы

Кислородсодержащие соединения в нефтях редко составляют больше 10 %. Эти компоненты нефти представлены кислотами, фенолами, кетонами, эфирами и лактонами, реже ангидридами и фурановыми соединениями. Их относят к различным классам соединений, тождественным по структуре углеродного скелета углеводородам данной фракции нефти.

Содержание кислорода в нефтяных фракциях возрастает с повышением их температуры кипения, причем, по данным А. Ф. Добрянского, до 90--95 % кислорода приходится на смолы и асфальтены.

Количество кислородсодержащих соединений нефти тесно связано с ее геологическим возрастом и характером вмещающих пород. Так, по обобщенным данным, полученным при анализе различных нефтей, установлено, что среднее содержание кислорода (в %) возрастает от 0,23 в палеозойских отложениях до 0,40 в кайнозойских для терригенных (песчаных) пород коллекторов. Содержание кислорода в нефтях, связанных с карбонатными породами, также убывает с увеличением возраста нефти, но оно всегда выше, чем в терригенных породах (0,31 %, в палеозойских отложениях).

Наиболее распространенными кислородсодержащими соединениями нефти являются кислоты и фенолы, которые обладают кислыми свойствами и могут быть выделены из нефти или ее фракций щелочью. Их суммарное количество обычно оценивают кислотным числом -- количеством мг КОН, пошедшего на титрование 1 г нефтепродукта. Содержание веществ с кислыми свойствами, как и всех кислородсодержащих соединений, убывает с возрастом и глубиной нефтяных залежей.

Трудность аналитического разделения кислот и фенолов до настоящего времени не позволяет с уверенностью говорить об их соотношении в нефтях. Если раньше было принято считать, что кислоты превалируют над фенолами, то по последним данным это утверждение справедливо только для палеозойских (старых) нефтей. В них содержание кислот (в пересчете на кислые продукты) колеблется от 52 до 80 %, а фенолов, соответственно, от 20 до 48 %. В мезозойских (средних по возрасту) нефтях кислоты составляют не более 58%, чаще менее 48%, а в кайнозойских (молодых) нефтях их количество не превышает 30--32%.

Термин «нефтяные кислоты» подразумевает все алифатические, алициклические (нафтеновые) ароматические, гибридные (смешанного строения углеводородного радикала) кислоты, входящие в нефть. В бензиновых фракциях встречаются только алифатические кислоты, так как простейшие алициклические и ароматические кислоты кипят выше 200 °С. Эти кислоты имеют преимущественно нормальное или слаборазветвленное строение (с одним метильным заместителем в боковой цепи). Алифатические кислоты обнаружены также и в высококипящих фракциях. Строение алифатических кислот тесно связано со строением алифатических углеводородов тех же фракций и изменяется по аналогичным законам.

Алициклические кислоты особенно характерны для нефтей нафтенового основания. Их содержание в различных нефтях колеблется от 0,03 до 3,0 %.

Долгое время термин «нафтеновые кислоты» отождествлялся с термином «нефтяные кислоты». До некоторой степени это объясняется тем, что раньше нефти добывали с небольшой глубины и это были в основном молодые нефти нафтенового основания» в которых' на долю нафтеновых кислот приходилось 90--95 °/о от суммы всех содержащихся в нефти кислот.

Асфальто-смолистая часть нефти содержит асфальтогеновые кислоты -- соединения, включающие помимо кислорода атомы серы и (или) азота. Строение их молекул пока не определено.

Нефтяные фенолы. Нефтяные фенолы, несмотря на значительное содержание их в нефти, изучены недостаточно. Наиболее известны низшие фенолы (С6--С9). Например, в западносибирских нефтях наблюдается следующая закономерность в распределении фенолов, крезолов и ксиленолов: концентрация фенолов возрастает в ряду Св< С7<Св< Сэ. Среди крезолов преобладает орто-изомер, а у ксиленолов -- 2,4- и 2,5-диметилфенолы.

В высококипящих фракциях нефтей присутствуют фенолы,, содержащие в молекуле до 6 конденсированных колец, однако их строение пока не расшифровано. Предполагают, что полициклические фенолы содержат насыщенные циклы с алкильными заместителями. С увеличением числа ароматических колец в молекуле фенолов уменьшается число алкильных заместителей.

Кислородосодержащие соединения в кислотах, подобно сернистым соединениям, образуют агрессивную среду, в которой буровой инструмент и трубы подвергаются быстрой коррозии. Кислородосодержащие соединения могут присутствовать в топливах в незначительных количествах, в обычных условиях не оказывают решающего влияния на их свойства, но могут претерпевать химические изменения, принимать участие в образовании новых продуктов, уже более заметно влияющих на свойства топлив. Так, эфиры при термическом разложении могут образовывать кислоты и фенолы, спирты - подвергаться окислению с образованием альдегидов и кислот, а альдегиды и кетоны способны кроме окисления к реакциям конденсации, приводящим к образованию высокомолекулярных смолистых веществ.

9. Вопрос.

Азотистые соединения

Содержание азота в составе нефтей не превышает 0,3%, а содержание азотистых соединений максимально достигает 10% в высокосмолистых нефтях.

Содержание азота в нефтях зависит, главным образом, от географического расположения месторождений и, в меньшей степени, от геологической формации, из которой получена нефть. Нефти с наибольшим содержанием азотистых соединений добываются из третичных отложений.

В лёгких фракциях нефти азотистые соединения отсутствуют или обнаруживаются в ничтожных количествах. С увеличением температуры кипения фракций содержание азотистых соединений в них возрастает, и, как правило, больше половины азотистых соединений сосредоточено в смолисто-асфальтовой части.

В нефтях обнаружены азотистые соединения, относящиеся к классу аминов и амидов кислот.

Влияние на свойства нефтепродуктов и применение

Азотистые соединения склонны к образованию продуктов осмоления и уплотнения, что ухудшает эксплуатационные свойства реактивных и дизельных топлив. Они оказывают отрицательное влияние на катализаторы в процессах нефтепереработки.

В настоящее время лишь незначительная часть азотистых соединений, выделенных из нефти, находит применение в качестве ингибиторов коррозии для защиты бурового и нефтепромыслового оборудования, антикоррозионных присадок к смазочным маслам и крекинг-топливам, а также как составная часть инсектицидов.

Эти исключительно важные соединения нефти ещё не используются как химическое сырьё. Это объясняется тем, что пока нет удовлетворительных методов разделения азотистых соединений нефти на фракции с близким составом и свойствами.

10. Вопрос

Смолы, асфальтены.

Асфальтены и смолы -- остаточный продукт экстракции тяжёлых нефтяных остатков. Смолы и асфальтены (resins and asphaltenes) - сложные компоненты нефти - высокомолекулярные соединения, содержащие углерод, водород, азот, серу, находящуюся в нефти в количестве 2-45 %; обладают высокой поверхностной активностью и при большом содержании в нефти усложняют условия её фильтрации в продуктивных пластах.(Свойства ПАВ(поверхностно активные вещества) - эмульгаторы и т.д.)

Асфальтемны -- наиболее высокомолекулярные компоненты нефти. Твёрдые хрупкие вещества чёрного или бурого цвета; размягчаются в инертной атмосфере при 200--300 °С с переходом в пластичное состояние; плотность около 1,1 г/см3; среднечисленная молекулярная масса 1000--5000, индекс полидисперсности 1,2--3,5. Растворим в бензоле, CS2, CHCl3, CCl4, не растворим в парафиновых углеводородах, спирте, эфире, ацетоне. Содержание асфальтенов в нефтях колеблется от 1 до 20%. Элементный состав (%): С (80--86), Н (7--9), О (2--10), S (0,5--9), N (до 2); в микроколичествах присутствуют V и Ni (суммарное содержание 0,01--0,2%), Fe, Ca, Mg, Cu и др. металлы, входящие в состав металлокомплексных соединений, например,металлопорфиринов.

Минеральные компоненты нефти представлены многими металлами - щелочными и щелочноземельными, подгруппами меди, цинка, бора, ванадия, металлами переменной валентности, а также типичными неметаллами. Ничтожно малые концентрации этих элементов не позволяют идентифицировать конкретные вещества, в которые они входят.

11. Вопрос

Нефть как дисперстная система.

Наиболее распространенными нефтяными дисперсными системами являются системы с жидкой дисперсионной средой и дисперсной фазой - ядром, в твердом, жидком, газообразном состояниях. Примером нефтяной дисперсной системы с твердой дисперсной фазой является коксующаяся при высокой температуре тяжелая нефтяная фракция, в которой формируются твердые необратимые надмолекулярные структуры и агрегативные комбинации.

Нефть состоит из низкомолекулярных и высокомолекулярных соединений (ВМС). Низкомолекулярные соединения (НМС) представляют собой, в основном, парафиновые, нафтено-парафиновые и ароматические углеводороды. Высокомолекулярная часть нефти состоит из высокомолекулярных парафиновых углеводородов, моно- и конденсированных нафтено-парафиновых, моно- и бициклических ароматических углеводородов ряда бензола и нафталина, смол и асфальтенов.

Молекулярные растворы нефти представляют собой смесь различных НМС и ВМС.

Для описания многих явлений в нефтяной дисперсной системе предложена модель сложных структурных единиц (ССЕ).

Межмолекулярные взаимодействия (ММВ) ВМС приводят к образованию в нефти пространственных надмолекулярных структур, состоящих из множества макромолекул. В зависимости от характера связей надмолекулярные структуры подразделяются на ассоциаты, в которых действуют физические силы Ван-дер-Ваальса и комплексы с более прочными химическими связями. Физические ассоциаты способны при определенных условиях переходить в комплексы, например, при повышении температуры.

Таким образом, в зависимости от условий и свойств ВМС и НМС, ^ ВМС в нефтях могут образовывать:

· Истинные растворы, молекулы находятся в неассоциированном состоянии;

· Обратимые нефтяные дисперсные системы, в которых дисперсной фазой являются ассоциаты;

· Необратимые дисперсные системы, в которых дисперсной фазой являются комплексы.

Дисперсионная среда состоит из смеси полярных и неполярных соединений и взаимодействует с надмолекулярными структурами, в результате этого вокруг надмолекулярной структуры (ассоциата или комплекса) формируются сольватные оболочки. Такая дисперсная частица сложного строения (надмолекулярная структура + сольватный слой) способна к самостоятельному существованию и получила название сложной структурной единицы (ССЕ)

12. Вопрос

Компонентный состав нефтяных газов, газовых и газоконденсатных залежей.

Классификация природных газов.

В отличие от природного газа, компонентный состав попутного нефтяного газа может сильно различаться в зависимости от месторождения. Более того, даже на одном и том же нефтяном месторождении в разные периоды времени компонентный состав ПНГ будет разный. В данной статье приведены примеры компонентного состава газа по разным типам месторождений и ступеням сепарации.

Состав ПНГ по типам месторождений

Компонентный состав ПНГ по типам месторождений представлен в сравнении с компонентным составом природного газа. Такое сравнение помогает наглядно оценить различия между объёмным содержанием компонентов в природном газе и объёмным содержанием компонентов в попутном нефтяном газе. Ведь в отличие от природного газа, ПНГ может использоваться не только как энергетический газ. Переработка ПНГ по газо- и нефтехимическому профилю - это главное направление его полезного использования. Состав попутного газа представлен по трём ступеням сепарации нефти: выделившийся газ после 1 ступени, после 2 ступени и после 3 ступени (концевой).

В составе попутного газа нефтяного месторождения содержание метана почти в 2 раза меньше, чем в составе природного газа. Причём, с каждой последующей ступенью содержание этого компонента уменьшается. Это связано с тем, что метан является самым лёгким углеводородным газом, поэтому выделяется он из нефти значительно быстрее, чем его гомологи. При этом, объёмное содержание гомологов метана, наоборот, с каждой ступенью сепарации только возрастает. Выделению этих компонентов из нефти способствует повышенная температура (подогрев нефти) и низкое давление в сепараторах на объектах подготовки нефти. Также стоит обратить внимание на то, что плотность ПНГ с каждой ступенью увеличивается (выделяются более тяжёлые компоненты). Если сравнить плотность природного газа и попутного газа нефтяного месторождения, можно заметить, что разница более чем в 1,5 раза, а на 2 и 3 ступени -- в 2 и 4 раза соответственно. Самое важное, что определяет ценность попутного нефтяного газа -- это суммарное содержание компонентов начиная с пропана (С3+выше). Из таблицы видно, что количество ценных химических компонентов (пропан, бутаны и др.) почти в 30 раз больше, чем в природном газе. Чем выше показатель С3+выше в попутном нефтяном газе, тем больше продуктов можно получить при переработке данного вида сырья.

Для газонефтяных месторождений характерно высокое содержание газа в нефти. Содержание метана в компонентном составе газа этого типа месторождений приблизительно равно количеству метана в природном газе. Что касается других компонентов, то попутный газ газонефтяного месторождения гораздо «богаче» в этом плане, чем природный газ. Из таблицы видно, что объёмное содержание пропана, бутанов и других компонентов в нефтяном газе на порядок выше, чем в природном.

На нефтегазоконденсатных месторождениях количество метана в газовой смеси почти такое же, как и в природном газе. Примечательно, что даже на 2 и 3 ступени метан выделяется в значительном объёме. Фактически, выделившийся попутный газ состоит в основном из метана и преобладает в компонентном составе ПНГ. Тем не менее, в отличие от природного газа, попутный газ нефтегазоконденсатного месторождения содержит ценные углеводородные компоненты, содержание углеводородов С3+выше возрастает с каждой ступенью сепарации и превосходит в несколько раз аналогичный параметр в природном газе.

13. Вопрос

Плотность, её зависимость от химического состава нефти. Методы определения плотности(также и при изменениях t и p)

Пломтность -- скалярная физическая величина, определяемая как отношение массы тела к занимаемому этим телом объёму илиплощади

Как правило, при уменьшении температуры плотность увеличивается, хотя встречаются вещества, чья плотность ведёт себя иначе, например, вода,бронза и чугун. Так, плотность воды имеет максимальное значение при 4 °C и уменьшается как с повышением, так и с понижением температуры относительно этого числа.

При изменении агрегатного состояния плотность вещества меняется скачкообразно: плотность растёт при переходе из газообразного состояния в жидкое и при затвердевании жидкости. Вода, кремний, германий и некоторые другие вещества являются исключениями из данного правила, т.к. их плотность при переходе в твердую фазу уменьшается.

Для измерения плотности используются:

· Пикнометр -- прибор для измерения истинной плотности

· Ареометр (денсиметр, плотномер) -- измеритель плотности жидкостей.

· Бурик Качинского и бур Зайдельмана -- приборы для измерения плотности почвы.

· Вибрационный плотномер -- прибор для измерения плотности жидкости и газа под давлением.

Некоторые зависимости плотностей нефти:

ь Чем более тяжелая фракция, тем выше плотность.

ь Чем меньше t кипения фракции, тем ниже плотность.

ь Чем выше содержание газов, тем ниже плотность.

ь Чем больше содержание смолисто-асфальтеновых веществ, тем выше плотность.

14. Вопрос

Динамическая и кинематическая вязкость нефти.

Физический смысл, зависимости вязкости, методы определения и расчет вязкости.

Вямзкость (внумтреннее тремние) -- одно из явлений переноса, свойство текучих тел (жидкостей и газов) оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. В результате происходит рассеяние в виде тепла работы, затрачиваемой на это перемещение.

Внутреннее трение жидкостей, как и газов, возникает при движении жидкости вследствие переноса импульса в направлении, перпендикулярном к направлению движения. Справедлив общий закон внутреннего трения -- закон Ньютона:

Коэффициент вязкости (коэффициент динамической вязкости, динамическая вязкость) может быть получен на основе соображений о движениях молекул. Очевидно, что будет тем меньше, чем меньше время t «оседлости» молекул. Эти соображения приводят к выражению для коэффициента вязкости, называемому уравнением Френкеля-Андраде:

Иная формула, представляющая коэффициент вязкости, была предложена Бачинским. Как показано, коэффициент вязкости определяется межмолекулярными силами, зависящими от среднего расстояния между молекулами; последнее определяется молярным объёмом вещества . Многочисленные эксперименты показали, что между молярным объёмом и коэффициентом вязкости существует соотношение:

где с и b -- константы. Это эмпирическое соотношение называется формулой Бачинского.

Динамическая вязкость жидкостей уменьшается с увеличением температуры, и растёт с увеличением давления(как и статическая)

В нефтях и буровых растворах в основном измеряется условная вязкость(за 1 принята вязкость дистиллированной воды) Определение обосновано на различном по времени и скорости истечения одного и того же объема отличающихся друг от друга по вязкости жидких материалов через строго определенные отверстия.



15. Вопрос

Понятие о молекулярной массе, методы определения её для нефтяных фракций.

Молекулямрная мамсса (менее правильный термин: молекулярный вес) -- масса молекулы, выраженная в атомных единицах массы. Численно равнамолярной массе. Однако следует чётко представлять разницу между молярной массой и молекулярной массой, понимая, что они равны лишь численно и различаются по размерности.

Молекулярные массы сложных молекул можно определить, просто складывая относительные атомные массы входящих в них элементов. Например, молекулярная масса воды (H2O) есть

MrH2O = 2 ArH + ArO ? 2·1+16 = 18 а. е. м.

Mr-молекулярная масса; Ar-атомная масса.

Молярные массы сложных молекул можно определить, суммируя молярные массы входящих в них элементов. Например, молярная масса воды (H2O) есть M(H2O) = 2 M(H) +M(O) = 2·1+16 = 18 (г/моль). Стоит отметить, что, например, молярная масса кислорода как элемента = 16 (г/моль), а вещества -- (O2) = 32 (г/моль).

Очень часто способ, пригодный для определения молекулярной массы одних продуктов, совершенно непригоден для других. В аналитической практике применяют криоскопический, эбуллиоскопический и реже осмометрический методы. Кроме того, существуют приблизительные расчетные методы.

Наиболее распространенной эмпирической формулой для определения молекулярной массы нефтепродуктов является зависимость Воинова.

Криоскопия (от греч. ксэп -- холод и греч. укпрЭщ смотрю) -- метод исследования растворов, в основе которого лежит измерение понижениятемпературы замерзания раствора по сравнению с температурой замерзания чистого растворителя.

Эбулиоскопия (от лат. ebulio -- вскипаю и греч. укпрЭщ -- смотрю) -- метод исследования растворов, основанный на измерении повышения ихтемпературы кипения по сравнению с чистым растворителем. Используется для определения молекулярной массы растворенного вещества, активностирастворителя, степени диссоциации (или изотонического коэффициента).

Формула Воинова:

Мфр=60+0,3Т+0,001Т2

Т - средняя температура кипения фракции.

Оптическая активность, показатель преломления.

Оптически активные вещества -- среды, обладающие естественной оптической активностью. Оптическая активность -- это способность среды (кристаллов, растворов, паров вещества) вызывать вращение плоскости поляризации проходящего через неё оптического излучения (света). Метод исследования оптической активности -- поляриметрия (Поляриметрия -- методы физических исследований, основаны на измерении степени поляризации света и угла поворота плоскости поляризации света при прохождении его через оптически активные вещества. Угол поворота в растворах зависит от их концентрации; поэтому поляриметрия широко применяется для измерения концентрации оптически активных веществ).

Показамтель преломлемния вещества -- величина, равная отношению фазовых скоростей света (электромагнитных волн) в вакууме и в данной среде. Также о показателе преломления говорят для любых других волн, например, звуковых.



16. Вопрос

Температура застывания. Процессы, происходящие при застывании. Влияние хим. сост. нефти на t застывания. t вспышки и самовоспламенения. Практическое значение.

Температура кристаллизации и застывания имеет значение для нефти, особенно с высоким содержанием парафина.

Застывание - это свойство нефти загустевать при понижении температуры. Обратный переход в жидкость называется плавлением.

Температурой застывания нефти считается температура, при которой охлаждаемая нефть в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45°. У разных нефтей эта температура меняется в широких пределах - от -35 до + 30°С (последная температура для Узеньского месторождения на Мангышлаке, а -35°С - для Среднеботуобинского месторождения в Якутии).

Парафинистые нефти имеют более высокую температуру застывания, беспарафинистые - низкую.

Температура вспышки - минимальная температура, при которой пары нефти или нефтепродукты образуют с воздухом смесь, способную к кратковременному образованию пламени при внесении в нее источника воспламенения.

Температура воспламенения - температура горючего вещества, при которой оно выделяет горючие пары и газы с такой скоростью, что после воспламенения их от источника зажигания возникает устойчивое горение.

Температура самовоспламенения нефтепродуктов - температура, при которой последние, будучи нагреты до высоких температур, загораются в атмосфере воздуха без соприкосновения с пламенем.

Скорость охлаждения нефти влияет на процесс роста кристаллов парафина. При оптимальной температуре охлаждения образуются крупные конгломераты парафино-смолистых веществ, которые неравномерно распространяются по всему объему. В нефти, не подвергавшейся термообработке при неоптимальных температурах и охлажденной с неоптимальной скоростью кристаллы парафина мельче, число их больше, они более равномерно распределены по всему объему нефти и в отсутствие движения могут соединяться между собой, образуя достаточно прочную структурную решетку, в ячейках которой располагается жидкая нефть.

17. Вопрос

Обезвоживание и обессоливание нефти.

Подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минер. солей и мех. примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), к-рая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная - вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти прир. эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. мех. примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значит. степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит мех. примеси. Наличие в нефти указанных в-в и мех. примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ): 1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии; 2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэф. теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl); кроме того, соли и мех. примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах Ч мазуте и гудроне, ухудшают их качество. О б е з в о ж и в а н и е нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов-разл. ПАВ, к-рые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллич. солей-еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, наз. о б е с с о л и-в а н и е м. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и послед. отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и мех. примесями. Первичную подготовку нефти осуществляют на нефтепромыслах обычно термохим. обезвоживанием в присут. деэмульгатора при 50-80° С и атм. давлении или при 120-160 °С и давлении до 1,5 МПа. После такой обработки нефть содержит, как правило, до 1800 мг/л хлоридов, до 0,5-1,0 и 0,05% по массе соотв. воды и мех. примесей.

В соответствии с требованиями нефтеперерабатывающей пром-сти нефть, направляемая на первичную перегонку, должна содержать не более 3 мг/л солей, 0,2 и 0,005% по массе воды и мех. примесей (в связи с тенденцией углубления переработки нефти эти показатели м. б. ужесточены). Дополнит. очистку на НПЗ нефти, поступающей с нефтепромыслов, проводят электротермохим. методом, сочетающим термохим. отстаивание с электрич. обработкой водно-нефтяной эмульсии. Разрушение ее основано на том, что при попадании в перем. электрич. поле капли воды поляризуются и взаимод. между собой как крупные диполи.

...