Природный газ и нефть Преподаватель Дучко Мария Александровна, ассистент кафедры ХТТ Нефть и газ – это природные образования, часто образующие совместные месторождения, в которых газ частично растворен в нефти под давлением, и, наоборот, в газовой фазе присутствует некоторое количество паров углеводородов С5-С6. Мировые запасы нефти Наиболее известные месторождения нефти и газа на территории России: • • • • • • • • • • Уренгойское газовое месторождение. Находкинское газовое месторождение. Ковыктинское газовое месторождение. Ангаро-Ленское газовое месторождение. Штокмановское газоконденсатное месторождение. Ванкорское нефтегазовое месторождение. Туймазинское нефтяное месторождение. Самотлорское нефтяное месторождение. Еты-Пуровское нефтяное месторождение. Верх-Тарское нефтяное месторождение. Классификация залежей нефти и газа Гипотезы происхождения нефти Минеральная гипотеза Все гипотезы минерального происхождения нефти объединяет идея синтеза углеводородов, кислород-, серо- и азотсодержащих компонентов нефти из простых исходных веществ – С, СО, СО2, СН4, Н2, Н2О и радикалов при высоких температурах и взаимодействии продуктов синтеза с минеральной частью глубинных пород. Схема процесса по Менделееву: 2FeC+3H2O=Fe2O3+C2H6 В общем виде MCx+xH2O=MOx+(CH2)x По Кудрявцеву: CO+3H2=CH4+H2, далее идет полимеризация радикалов =СН”, -СН2”, CH3”. Органическая гипотеза Ломоносов, Энглер, Зелинский Нефть образуется в результате воздействия повышенной температуры на биогенное органическое вещество осадочных пород. Генетическая классификация (по соотношению остатков высших и низших растений в составе нефти) сапропелито-гумитовые нефти сапропелевые гумито-сапропелевые Природные газы Природный газ – это смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе. Состав природных газов • Углеводороды – алканы CnH2n+2 и циклоалканы CnH2n. • Неуглеводороды – N2, СО2, Н2S, меркаптаны RSH, ртуть. • Инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон. • • • • Классификация природных газов Газы, добываемые из чисто газовых месторождений – сухой газ (на 98% состоит из СН4), практически свободный от тяжелых углеводородов. Попутные газы, добываемые вместе с нефтью – смесь сухого и жирного газов (кроме СН4 содержат до 50% С2С4). Растворенные в нефти газы. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений – сухой газ и жидкий углеводородный конденсат. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Использование природного газа 1. Топливо • газ • газовый бензин (газолин)- смесь легких жидких углеводородов, получаемая из попутных газов 2. Сырье для химической промышленности – производство спиртов, каучука, синтетических волокон и др. На нефтяном промысле Выработка электроэнергии. Повышение нефтеотдачи (сайклинг-процесс). Сжигание на факеле. Основные реакции CH4 хлорирование: CH4 + Cl2 CH3Cl + HCl хлористый метил CH3Cl + Cl2 CH2Cl2 + HCl хлористый метилен CH2Cl2 + Cl2 CHCl3 + HCl хлороформ CHCl3 + Cl2 CCl4 + HCl четыреххлористый углерод нитрование (действие рз. HNO3) нитропарафины окисление: CH4 + O2 CH3OH метанол CH4 + O2 HCOH + H2O формальдегид крекинг: CH4 C + 2H2 (t=10000C, без O2) сажа 2CH4 C2H2 + 3H2 (t=15000C) ацетилен конверсия (получение синтез-газа CO+H2): CH4 + H2O CO + 3H2 синтез-газ CH4 + 2H2O CO2 + 4H2 синтез-газ Элементный состав нефти Нефть представляет собой смесь углеводородов различного состава. Элементный состав нефти: углерод 83-87%, водород 12-14%, сера 1-2%, кислород, азот. Групповой состав нефти Групповой состав нефти: парафины (алканы), нафтены (циклоалканы), ароматика, смолистоасфальтеновые вещества (САВ). Классификация нефтей по групповому составу парафиновые парафино-нафтеновые нафтеновые парафино-нафтено-арматические нафтено-ароматические ароматические Углеводороды нефти Алканы • Алканы нормального строения • Алканы разветвленного строения • Изопреноидные алканы Циклоалканы (нафтены) • Моноциклические • Бициклические • Трициклические • Тетрациклические • Пентрациклические Ароматические углеводороды (арены) • Моноциклические • Бициклические трициклические • Ароматические стераны • Ароматические тритерпеноиды Гетероатомы нефти o S (0,1-4% масс.) входит в состав нефти в виде элементарной серы, H2S, меркаптанов, сульфидов, тиофенов. o N (0,02-0,6% масс.)входит в состав нефти в виде гетероциклов или ароматического амина (пиридин, анилин, пиррол). o O (1-2% масс.)входит в состав нефти в различных функциональных группах (кислоты, спирты, кетоны, эфиры). o Смолистоасфальтеновые вещества (САВ) дисперсионная среда (нефть) переходная зона смолистые вещества асфальтены (ядро) Фракционный состав нефти Нефть легко разделяется на фракции по температурам кипения. В процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре компоненты нефти отгоняются в порядке возрастания их температур кипения. Фракции нефти: a. бензиновая tкип<2000C b. лигроиновая tкип=150-2000C c. керосиновая tкип=180-3000C d. газойлевая tкип=250-3500C Остаток атмосферной перегонки нефти – мазут. Далее мазут подвергают вакуумной перегонке. Фракции мазута различаются по вязкости. Остаток после перегонки мазута – гудрон. Технические классификации нефти • Сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для, смазочных масел, битумов и кокса. • Товарная нефть - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке. В товарной нефти определяют следующие показатели: • Плотность, • Массовая доля серы • Массовая доля воды • Массовая доля механических примесей • Концентрация хлористых солей. По содержанию серы Класс нефти 1 2 3 4 Наименование малосернистая сернистая высокосернистая особо высокосернистая Массовая доля серы, % до 0,60 включ. от 0,61 >> 1,80 >>1,81 >> 3,50 св.3,50 Метод испытания ГОСТ 1437 ГОСТ Р 51947 ГОСТ 19221 По плотности Наименование параметра 1 2 3 4 830,1 – 850,0 834,6 – 854,0 850,1 – 870,0 854,5 – 874,4 870,1 – 895,0 874,5 – 899,3 Более 895,0 Более 899,3 20оС 15оС 0 Не более 830,0 Не более 834,5 Плотность, кг/м3, при температуре: Норма для нефти типа По содержанию парафинов Содержание парафинов, % Тип нефти ≤1,5 Низкопарафинистые нефти Среднепарафинистые 1,5-6,0 >6,0 Высокопарафинистые нефти По степени подготовки Наименование параметра Норма для нефти группы 1 2 3 Массовая доля воды, %, не более 0,5 0,5 1,0 Концентрация хлористых солей, мг/дм3 ,не более 100 300 900 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 0,05 0,05 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.),не более 66,7 500 66,7 500 66,7 500 Схема переработки нефти Перегонка нефти Области применения нефтепродуктов -бензин - автомобили, самолеты -лигроин – трактора -керосин - ракеты, реактивные самолеты -мазут – смазочные масла Водонефтяные эмульсии • • • Эмульсии обратного типа (вода в нефти В/Н) Эмульсия прямого типа (нефть в воде Н/В) «Множественная эмульсия» Это эмульсия в эмульсиях: вода-нефть-вода и т.д., либо – нефть-вода-нефть. Способы деэмульгирования нефтей: • механические (фильтрация, центрифугирование, обработка акустическими и ультразвуковыми колебаниями и др.); • термические (подогрев с отстаиванием, промывка горячей водой); • электрические (обработка в электромагнитных полях); • химические (обработка реагентами-деэмульгаторами). Деэмульгаторы нефти • Ионогенные деэмульгаторы (анионактивные и катионактивные). • Неионогенные деэмульгаторы (гидрофильные и гидрофобные). Методы определения воды в нефти • Качественные • Проба Клиффорда (для светлых нефтепродуктов). • Проба на прозрачность (для светлых смазочных масел, топлива для двигателей внутреннего сгорания, соляровых масел и других продуктов) • Проба на потрескивание (для смазочных масел, мазутов и других темных нефтепродуктов). • Количественные • Метод Дина и Старка • Кондуктометрия Определение содержания воды по методу Дина и Старка • Сущность метода состоит в нагревании пробы до температуры кипения нефти с нерастворимым в воде растворителем и измерении объема сконденсированной воды (азеотропная перегонка), и вычислении ее количества в процентах. Растворители Толуол технический, ксилол технический Нефтепродукт Битумы, асфальтено содержащие нефти, тяжелые остаточные котельные топлива Нефтяной дистиллят с пределами Нефть, жидкие битумы, мазуты, кипения от 100 до 2000С смазочные масла, нефтепродукты Нефтяной дистиллят с пределами кипения от 100 до 1400С Пластические смазки Методика проведения анализа: 1. Хорошо перемешать нафть 2. Взять навеску нефти 100 г в колбу (или 100 мл для маловязких нефтей), прилить 100 мл растворителя и перемешать. 3. Нагревать до окончания каплеобразования (30-60 мин). 4. Измерить объем воды в приемнике-ловушке. 5. Рассчитать массовую долю воды X=100V0/m где V0 -- объем воды в приемнике ловушке, см3; m- масса пробы, г; Расхождение между результатами двух параллельных определений, полученные одним исполнителем считаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает: 0,1 см3- при объеме воды, меньшем или равном 1,0 см3; или 2% от среднего значения объема - при объеме воды более 1,0 см3; Прибор Дина и Старка 1-колба с нефтепродуктом, 2-приемник-ловушка, 3- холодильник.