Нефть и газ

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% С2С4).
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.