Контрольная работа по дисциплине Химия нефти и газа, ПГТУ, Кафедра Химические технологии топлива и углеродных материалов (ТТУМ), вариант № 34

Министерство образования и науки Российской Федерации.
Федеральное агентство по образованию.
Государственное образовательное учреждение высшего образования.
Пермский Государственный Технический Университет.
Кафедра «Химические технологии топлива
и углеродных материалов» (ТТУМ).
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА.
По дисциплине «Химия нефти и газа»
Выполнил: Куреев М.А.
Группа – РНГМу-07-01з
Преподаватель: Федотов К.В.
Пермь 2010 г.
Вариант № 34
ФИО: Куреев М.А.
Задание I. Смесь нефтяных фракций имеющих следующие характеристики массу G кг;
среднюю молекулярную массу М г/моль: плотность р кг/м3.
Бензина G = 1300, М= 106, р = 726;
керосина G = 3850, М= 166, р= 813;
легкого газойля G = 2650, М = 226, р= 861;
тяжелого газойля G = 3700, М = 286, р = 892;
мазута G = 2550, М = 346, р=913.
Найти: массовый, мольный и объемный состав смеси с точностью до 1 -ой десятой процента.
Ответ представить в виде таблицы.
Ответ:Gсм=14050 кг
Массовая доля Число килограм-молей Мольная доля Объем Объемная доля
%
кмоль
%
м3
%
Компонент
Бензин
Керосин
Легкий газойль
Тяжелый газойль
Мазут
Сумма
9,3%
27,4%
18,9%
26,3%
18,1%
100%
12,264
23,193
11,726
12,937
7,370
67,490
18,2%
34,4%
17,4%
19,2%
10,9%
100%
1,791
4,736
3,078
4,148
2,793
16,545
10,8%
28,6%
18,6%
25,1%
16,9%
100%
Задание 2. Газовая смесь находится при следующих условиях давление Р - 5,2 атм,
температура Т=145 °С. Компоненты газовой смеси при этих условиях имеют следующий объем
м3: азот 80, углекислый газ 320, сероводород 195, метан 1150, этан 1400, пропан 3850, изобутан 3350 и н-бутан 2150. Найти: общую массу смеси, массовый и мольный состав смеси с
точностью до 1-ой десятой процента. Ответ представить в виде таблицы.
Ответ: G смеси =86700 кг.
Компонент.
Азот
Углекислый газ
Сероводород
Метан
Этан
Пропан
Изо-бутан
Н-бутан
Сумма
Объем Нормальный
Vн
объем Vн
м3
н. м3
80
320
195
1150
1400
3850
3350
2150
12495
271,694
1086,775
662,254
3905,598
4754,641
13075,263
11377,177
7301,770
42435,172
Молярная
Масса
Мольная Массовая
масса
компонента.
доля
доля
газа
кг.
%
%
кмоль
12,129
14,067
170,6
0,6%
0,2%
48,517
2135,2
2,6%
2,5%
44,010
29,565
1007,5
1,6%
1,2%
34,076
174,357
2797,1
9,2%
3,2%
16,043
212,261
6382,5
11,2%
7,4%
30,069
583,717
25739,6
30,8%
29,7%
44,096
507,910
29521,1
26,8%
34,0%
58,123
325,972
18946,4
17,2%
21,9%
58,123
1894,427
86700,0
100,0%
100,0%
45,766
Кол-во
молей
моль.
Задание 3. Найти среднюю молекулярную массу нефтяных фракций по их физическим
характеристикам; начало кипения н.к. °С, конец кипения к.к. °С, характеристический фактор К,
абсолютная плотность при 20°С р кг/м3 Фракция А н.к. = 130, к.к. = 170, К = 10,8; фракция В н.к.
= 490, к.к. = 440. К = 12,2; фракция С  = 755; фракция D  = 905. Определить среднюю
молекулярную массу смеси этих фракций, если они смешиваются:
в мольном соотношении A/B/C/D как 4/9/7/1;
в массовом соотношении A/B/C/D как 8/2/3/6;
в объемном соотношении A/B/C/D как 5/3/4/8.
Решение:
Найдем среднюю молекулярную массу фракции А по формуле Войнова:
М=(7*К-21,5)+(0,76-0,04*К)*t+(0,003K-0,00245)*t2=(7*10,8-21,5)+(0,760,04*10,8)*150+(0,0003*10,8-0,00245)*1502=121,075
Найдем среднюю молекулярную массу фракции B по формуле Войнова:
М=(7*К-21,5)+(0,76-0,04*К)*t+(0,003K-0,00245)*t2=(7*12,2-21,5)+(0,760,04*12,2)*465+(0,0003*12,2-0,00245)*4652=452,012
Найдем относительные плотности фракций С и D
1515=204+5*0,000831=0,755+0,004155=0,7592
1515=204+5*0,000633=0,905+0,003165=0,9082
Найдем среднюю молекулярную массу фракции С по формуле Крэга:
М=(44,29*1515)/(1,03-1515)= (44,29*0,7592)/(1,03-0,7592)=124,141
Найдем среднюю молекулярную массу фракции D по формуле Крэга:
М=(44,29*1515)/(1,03-1515)= (44,29*0,9082)/(1,03-0,9082)=330,140
Найдем среднюю молекулярную массу 1 смеси:
М=(4/21)*121,075+(9/21)*452,012+(7/21)*124,141+(1/21)*330,140=273,883
Найдем среднюю молекулярную массу 2 смеси:
М=1/(8/19/121,075+2/19/452,012+3/19/124,141+6/19/330,140)=168,381
Найдем среднюю молекулярную массу 3 смеси, (предварительно найдя по формуле Крэгга
плотности фракций А и В):
М=1/((5/20)*0,750*121,075+(3/20)*0,935*452,012+(4/20)*0,755*124,141+(8/20)*0,905*330,140)=
=239,707
Ответ:
Фракция.
Начало
Конец
Абсолютная
Средняя
Средняя
Относительная
кипения кипения Характеристический плотность
молекулярная
температура
плотность
(н.к.)
(к.к)
фактор К
при 20°С р420
масса.
кипения.
при 15°С р1515
3
С
°С
кг/м
г/моль
А
130
170
10,8
750
150
121,075
0,754
В
440
490
12,2
935
465
452,012
0,938
С
755
124,141
0,759
D
905
330,140
0,908
Смесь
мольная
4/9/7/1
массовая
8/2/3/6
объемная
5/3/4/8
273,883
168,381
239,707
Задание 4. По физическим характеристикам нефтяных фракций: фракция А °АР1 = 61,5;
фракция В °АР1 = 22; фракция С р = 745 кг/м3; фракция D р = 900 кг/м3. Найти среднюю
молекулярную массу смеси этих фракций, плотность смеси при температуре 20°С и плотность
смеси при температуре t = 76°С, если они смешиваются:
в объемном соотношении A/B/C/D как 4/2/5/7;
в массовом соотношении A/B/C/D как 5/3/4/2;
в мольном соотношении A/B/C/D как 4/2/7/5.
Решение:
Найдем плотности фракций при 15С
Для A 1515=141,5/(API+131,5)= 141,5/(61,5+131,5)=0,733
Для В 1515=141,5/(API+131,5)= 141,5/(22+131,5)=0,922
Для С 1515=204+5*=0,745+5*0,000844=0,749
Для D 1515=204+5*=0,900+5*0,000633=0,903
Найдем средние молекулярные массы фракций по формуле Крэга:
Для A М=(44,29*0,733)/(1,03-0,733)=109,391
Для В М=(44,29*0,922)/(1,03-0,922)=377,419
Для С М=(44,29*0,749)/(1,03-0,749)=118,181
Для D М=(44,29*0,903)/(1,03-0,903)=315,380
Найдем абсолютную плотность для фракций при Т=76°С
Для A 76=20-(76-20)=0,728-0,00087*(76-20)=0,680
Для В 76=20-(76-20)=0,918-0,00062*(76-20)=0,870
Для С 76=20-(76-20)=0,745-0,000844*(76-20)=0,696
Для D 76=20-(76-20)=0,900-0,00087*(76-20)=0,851
Найдем среднюю молекулярную массу 1 смеси:
М=1/((4/18)*0,729*109,391+(2/18)*0,919*377,419+(5/18)*0,745*118,181+(7/18)*0,900*315,380)=
=216,825
Найдем среднюю молекулярную массу 2 смеси:
М=1/((5/14)*109,391+(3/14)*377,419+(4/14)*118,181+(2/14)*315,380)=
=149,184
Найдем среднюю молекулярную массу 3 смеси:
М=(4/18)*109,391+(2/18)*377,419+(7/18)*118,181+(5/18)*315,380=199,809
Ответ:
Фракция.
PI
А
В
С
D
Смесь
4/2/5/7 объемная
5/3/4/2 массовая
4/2/7/5 мольная
61,5
22
Абсолютная
плотность при 20°С
кг/м3
Относительная
плотность при
15°С
кг/м3
Средняя
молекулярная
масса.
г/моль
Абсолютная
плотность при
Т=76°С
кг/м3
728,876
918,789
745,000
900,000
0,733
0,922
0,749
0,903
109,391
377,419
118,181
315,380
680,156
870,069
696,280
851,280
216,825
149,184
199,809
779,676
748,900
798,226
821,004
790,228
839,554
Задание 5. Найти абсолютную и относительную плотность газа при нормальных условиях (t =
0°С, Р = 1 атм), а также плотность этого газа при температуре t = 130°С и давлении Р = 0,78
МПа. Состав газа мас.% следующий: азот 2, углекислый газ 3, сероводород 1, метан 37, этан 18.
пропан 15, изо-бутан 7, н-бутан 8, н-пентан 9.
Решение:
Найдем молекулярные массы газов смеси.
Найдем среднюю молекулярную массу смеси
М=(2+3+1+37+18+15+7+8+9)/(2/28+3/44+1/34+37/16+18/30+15/44+7/58+8/58+9/112)=26,586
Найдем относительную плотность газа
отн=26,586/28,9=0,920
Найдем абсолютную плотность газа
абс=26,586/22,4=1,187 кг/м3
Найдем плотность газа при заданных условиях
=(26,586/22,4)*(273*0,78/273+130)=6,271 кг/м3
Состав газа
%
Молекулярная
масса газа.
г/моль
Азот
Углекислый газ
Сероводород
Метан
Этан
Пропан
Изо-бутан
Н-бутан
Н-пентан
Сумма
2
3
1
37
18
15
7
8
9
100
28
44
34
16
30
44
58
58
112
26,586
Относительная
плотность при
н.у. (0°С, Р=1
атм)
Абсолютная
плотность при
н.у (0°С, Р=1
атм)
кг/м3
Абсолютная
плотность при
130°С, Р-0,78 МПа
кг/м3
0,920
1,187
6,271
Ответ:
Молекулярная масса газа 26,586 г/моль.
абс=1,187 кг/м3;
отн=0,920; г=6,271 кг/м3
Задание 6. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю
температуру кипения 143°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при
давлении Р = 5,0 атм.? Расчет провести по методу Ашворта. Найти молекулярную массу и
абсолютную плотность фракции.
Решение:
Найдем f(T0)=1250/((143+273)2+108000)-307,6)1/2=4,617,
тогда f(T)=4,617*(1-0,7/2,68)=3,413.
Отсюда найдем Т=218С.
По формуле Войнова найдем среднюю молекулярную массу смеси:
М=60+0,3*143+0,001*1432=123 г/моль,
по формуле Крэгга найдем относительную плотность смеси
1515=0,758,
найдем абсолютную плотность при 20С
420=(0,758+5*0,00831)=762кг/м3
Ответ:
tкип5=218С;
М=123 г/моль;
=762 кг/м3
Задание 7. Узкая нефтяная фракция при давлении Р = 9,0 атм. имеет среднюю температуру
кипения 368°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при
атмосферном давлении ? Расчет провести по методу Ашворта. Найти молекулярную массу и
абсолютную плотность фракции.
Найдем f(T)=2,029, тогда f(T0)=3,150. Отсюда найдем t=239С.
По формуле Войнова найдем М=189,2 г/моль, по формуле Крэгга 1515=0,835, учитывая что
абсолютная плотность при н.у. совпадает с относительной найдем 420=838 кг/м3
Ответ:tкип1=239С; М=189,2 г/моль; =838 кг/м3
Задание 8. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю температуру
кипения 168°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при давлении Р
= 0,92 МПа? Расчет провести по методу Максвелла. Найти молекулярную массу и абсолютную
плотность фракции.
Найдем f(t0)=14,095, тогда f(t)=18,631. Отсюда найдем t=277С.
По формуле Войнова найдем М=60+0,3*168+0,001*1682=138,6 г/моль,
по формуле Крэгга 1515=0,781,
учитывая что абсолютная плотность при н.у. совпадает с относительной найдем
420=(0,781+5*0,000792)=785 кг/м3
Ответ:
tкип9,2=277С;
М=138,6 г/моль;
=785 кг/м3
Задание 9. Узкая нефтяная фракция при давлении Р = 0,62 МПа имеет среднюю температуру
кипения 396°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при
атмосферном давлении ? Расчет провести по методу Максвелла. Найти молекулярную массу и
абсолютную плотность фракции.
Найдем f(t)
f(t)= (37*396)/(396+273)=21,901,
тогда f(t0) для Р=6,2 f(t0)=19,303.
Найдем t0=298С.
По формуле Войнова найдем среднюю молекулярную массу смеси
М=60+0,3*298+0,001*2982=238 г/моль,
по формуле Крэгга 1515=(44,29*238)/(1,03-238)=0,868
учитывая что абсолютная плотность при н.у. совпадает с относительной найдем
420=(0,868+5*0,000686)=872 кг/м3
Ответ:
tкип1=298С;
М=238 г/моль;
=872 кг/м3
Задание 10. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю
температуру кипения 115°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при
давлении 8000 мм рт. ст.? Для решения использовать график Кокса. Также по номограмме
решите задачи № 6, 7, 8, 9 сравните получившиеся результаты. (Письменно!).
Ответ: tкип10,5218С
Для задачи 6 по графику Кокса tкип5217С, (погрешность 0,4%).
Для задачи 7 по графику Кокса tкип1240С, (погрешность 0,4%)
Для задачи 8 по графику Кокса tкип9,2275С, (погрешность 0,7%)
Для задачи 9 по графику Кокса tкип1288С, (погрешность 1%)
Задание 11. Узкая нефтяная фракция при остаточном давлении 0,5 мм рт. ст. имеет
среднюю температуру кипения 170°С. Какова средняя температура кипения данной фракции
при атмосферном давлении? Для решения использовать номограмму UOP.
Температура по номограмме UOP 382С, поправка 27С, средняя температура кипения
данной фракции при атмосферном давлении 382-27=355С.
Ответ: tкип=355С.
Задание 12. Фракция А при температуре 10°С имеет вязкость 400 мм2/с, а при температуре
90°С ее вязкость 60 мм2/с. Фракция В при температуре 10°С имеет вязкость 180 мм2/с, а при
температуре 90°С ее вязкость 12,5 мм2/с. Найти вязкости этих фракций при температурах 0°С,
40°С и 110°С. Для решения использовать номограмму Семенидо.
Ответ: для фракции А вязкость при 0С =550мм2/с, при 40°С =170 мм2/с, при 110°С =44 мм2/с.
для фракции В вязкость при 0С =300мм2/с, при 40°С =50 мм2/с, при 110°С =8 мм2/с.
Задание 13. Для нефтяных фракций А и В из задания 12 определить номограммы МолинаГурвича:
- вязкость смеси этих фракций при температуре 20°С, если они смешиваются в количестве
20 об.% фракций А и 80 об.% фракций В; при той же температуре найти состав смеси этих
фракций при котором вязкость смеси будет равна 181 мм2 /с;
- вязкость смеси этих фракций при температуре 50°С, если они смешиваются в количестве
40 об% фракций А и 60 об.% фракций В; при той же температуре найти состав смеси этих
фракций при котором вязкость смеси будет равна 98 мм2/с;
- вязкость смеси этих фракций при температуре 100°С, если они смешиваются в количестве
70 об. % фракций А и 30 об% фракций В; при той же температуре найти состав смеси этих
фракций при котором вязкость смеси будет равна 16 мм2/с.
Найдем вязкости фракций по номограмме Семенидо:
При 20°С вязкость фракции А=290 мм2/с, фракции В =110 мм2/с
При 50°С вязкость фракции А=130 мм2/с, фракции В =34 мм2/с
При 100°С вязкость фракции А=50 мм2/с, фракции В =10 мм2/с
Ответ: - при 20С вязкость смеси =130 мм2/с; вязкости соответствует состав смеси с вязкостью
181 мм2 /с , фракции А =43%, фракции В =57%
- при 50С вязкость смеси =58 мм2/с; вязкости 98 мм2/с соответствует состав смеси с вязкостью
181 мм2/с , фракции А =83%, фракции В =17%
- при 100С вязкость смеси =29 мм2/с; вязкости 16 мм2/с соответствует состав смеси с вязкостью
181 мм2/с , фракции А =30%, фракции В =70%
Задание 14. Классифицируйте пластовую воду по классификациям Пальмера и Сулина
изобразите ее солевой состав на колонке Роджерса. Если содержание ионов воде в мг/л
составляет: хлор иона 2500; сульфат иона 4500; гидрокарбонат иона 19000; иона кальция 1200;
иона магния 2500; иона калия 500 и иона натрия 4474.
Так как классификация по Сулину выполняется на основе классификации по Пальмеру, то
сначала классифицируем данную воду по классификации Пальмера:
1. Определим эквивалентную концентрацию ионов в воде и занесем получившийся
результат в таблицу
Концентрация ионов.
Ионы.
мг/л.
мг-экв.
%-экв
Cl
2500
70,52
7,41
SO424500
93,75
9,85
HCO3
19000
311,48
32,74
Ca2+
1200
60,00
6,31
2+
Mg
2500
208,33
21,90
+
Na
4474
194,52
20,45
K+
500
12,82
1,35
сумма
880,54
100
2. Определим характеристики данной воды по классификации Пальмера:
По результатам расчета
a=rNa+rK=194,52+12,82=207,34
b=r Mg2++r Ca2+=208,33+60,00=268,33
d=r Cl-+r SO42-=70,52+93,75=164,27
Так как d<а – вода I класса,
В данной воде сумма процент-эквивалентов ионов щелочных металлов больше чем сумма
процент-эквивалентов сильных кислот сильных кислот, следовательно первичную соленость
составят все процент-эквиваленты сильных кислот с равным им количеством процентэквивалентов щелочных металлов.
Первичная соленость этой воды равна:
S1= (Cl-+SO42-)*2=(7,41+9,85)*2=17,27*2=34,53
Первичная щелочность, составят процент-эквивиаленты ионов щелочных металлов,
оставшиеся после образования S1, с равным им количеством процент-эквивалентов ионов
слабых кислот.
A1 =(Na++K+)-S1/2=(20,45+1,35)-34,52/2=9,04
Вторичная соленость отсутствует, т.к. ионы сильных кислот израсходованы на первичную
соленость т.е. S2=0
Вторичную щелочность данной воды составят процент-эквиваленты ионов слабых кислот,
оставшиеся в избытке после их соединения с процент-эквивалентами ионов щелочных
металлов, с равным им количеством процент-эквивалентов ионов щелочноземельных
металлов.
А2=(( НCО3--(А1/2))*2=(32,74-9,04/2)*2=(32,74-4,53)*2=28,21*2=56,42
Классифицируем данную воду по классификации Сулина:
а) подсчитаем коэффициент r(Na++K+)/rCl-. Для рассматриваемой воды он равен
r(Na++K+)/rCl-=(194,52+12,82)/70,52=2,94
т.е больше единицы. Значит рассматриваемая вода относится к типу гидрокарбонатнонатриевых или к типу сульфатно-натриевых.
б) определим величину соотношения r(Na++K+)-rCl-/rSO42r(Na++K+)-rCl-/rSO42-=(194,52+12,82-70,52)/93,75=1,46
т.е больше единицы, значит рассматриваемая вода относится к типу гидрокарбонатнонатриевых.
Определим величину соотношения rHCO3-/rCl- и rHCO3-/rSO42rHCO3-/rCl-=311,48/70,52=4,42
rHCO3-/rSO42-=311,48/93,75=3,32
т.к. оба отношения больше единицы – вода относится к группе гидрокарбонатных вод.
Определим величины соотношений r(Na++K+)/rCа2+ и r(Na++K+)/rMg+
r(Na++K+)/rCа2+=(20,45+1,35)/6,31=3,46
r(Na++K+)/rMg+=(20,45+1,35)/21,90=0,995
т.к. отношение к rMg+ меньше единицы, вода относится к подгруппе магниевых вод.
Запишем формулу воды по Пальмеру А2S1A1, доминирующей характеристикой Пальмера
является первичная щелочность А2 а следовательно вода относится к классу А2.
Получившиеся результаты нанесем на колонку Роджерса:
Ответ:
50
100
90
40
80
2+
Mg
HCO3-
A2
30
70
60
50
20
40
+
Na
K+
10
SO42-
S1
Cl-
А1
30
20
10
Ca2+
0
Характеристика пластовой воды по Пальмеру
Вода I класса
А2=56,42
S1=34,53
А1=9,04
Характеристика пластовой воды по Сулину
Тип – I сульфатно-натриевый
Группа – гидрокарбонатных вод
Класс - А2
Подгруппа - магниевых
Задание 15. Классифицируйте пластовую воду по классификациям Пальмера и Сулина
изобразите ее солевой состав на колонке Роджерса. Если содержание ионов воде в мг/л
составляет: хлор иона 9000; сульфат иона 5500; гидрокарбонат иона 12500; иона кальция 3800;
иона магния 2200; иона калия 700 и иона натрия 4180.
Концентрация ионов.
Ионы.
мг/л.
а.е.м
мг-экв.
%-экв
Cl
9000
35,45
253,88
22,15
SO42-
5500
48,00
114,58
10,00
HCO3-
12500
61,00
204,92
17,87
Ca2+
3800
20,00
190,00
16,57
Mg2+
2200
12,00
183,33
15,99
Na+
4180
23,00
107,18
15,85
K+
700
39,00
30,43
1,57
Сумма
1084,33
100,00
Определим характеристики данной воды по классификации Пальмера:
По результатам расчета
a=rNa+rK)=107,18+30,43=137,61
b=r Mg2++r Ca2+=190+183,33=373,33
d=r Cl-+r SO42-=253,88+114,58=368,46
Так как a<d<(a+b) – вода III класса,
В данной воде сумма процент-эквивалентов ионов щелочных металлов меньше чем сумма
процент-эквивалентов сильных кислот, следовательно первичную соленость составят все
процент-эквиваленты щелочных металлов с равным им количеством процент-эквивалентов
сильных кислот.
Первичная соленость этой воды равна:
S1= (Na++ K+)*2=(15,85+1,57)*2=12,69*2=34,84
Так как все процент-эквиваленты ионов щелочных металлов истратились на первичную
соленость, то первичная щелочность у данной воды отсутствует, т.е. A1 = 0.
Вторичная соленость этой воды равна оставшемуся после соединения с ионами щелочных
металлов количеству процент-эквивалентов сильных кислот с равным им количеством
процент-эквивалентов ионов щелочноземельных металлов:
S2=(( Cl-+ SO42-)-( S1/2))*2=((22,15+10,00)-(34,84/2))*2=14,74*2=29,48
Вторичную щелочность данной воды составят процент-эквиваленты ионов щелочных
металлов, оставшиеся в избытке после их соединения с процент-эквивалентами ионов
сильных кислот, с равным им количеством процент-эквивалентов ионов слабых кислот.
A2=(( Ca2++ Mg2+)-(S2/2))*2=((16,57+15,99)-(29,46/2))*2=17,84*2=35,68
Классифицируем данную воду по классификации Сулина:
а) подсчитаем коэффициент r(Na++K+)/rCl-. Для рассматриваемой воды он равен
r(Na++K+)/rCl-=(107,18+30,43)/253,88=0,54
т.е меньше единицы. Значит рассматриваемая вода относится к типу хлормагниевых или к
типу хлоркальциевых.
б) определим величину соотношения rCl--r(Na++K+)/rMg2+
rCl--r(Na++K+)/ rMg2+=(253,88-107,18-30,43)/183,33=0,63
т.е меньше единицы, значит рассматриваемая вода относится к хлормагниевым.
с) определим величины соотношений rHCO3-/rSO42-=204,92-114,58=1,78 (>1), rHCO3-/rCl=204,92-253,88=1,0 (=1),значит вода относится к группе гидрокарбонатных вод, класс А2
д) подгруппа кальциевых (rCa2+/rMg2+=190/183,3=1,03 (>1),
2+
rCa /r(Na++K+)=190/(107,18+30,43)=1,38 (>1)
1.
Получившиеся результаты нанесем на колонку Роджерса:
Ответ:
50
40
100
90
Na+
K+
A2
Cl
-
80
70
30
60
50
2+
Cа
20
HCO3-
S1
40
30
10
20
Mg2+
SO42-
S2
10
0
Характеристика пластовой воды по Пальмеру
Вода III класса
А2=35,68
S1=34,84
S2=29,48
Характеристика пластовой воды по Сулину
Тип – III хлормагниевый
Группа – гидрокарбонатных вод
Класс - А2
Подгруппа - кальциевых
Теоретический вопрос № 6. Химический и групповой состав нефтепродуктов и газов
нефтепереработки. Применение газа. Значение пластовых вод при эксплуатации нефтяных и
газовых месторождений. Общие понятия о составе и свойствах пластовых вод. Методы
определения солевого состава пластовых вод.
Одна из главных областей применения углеводородных газов — это использование их в
качестве топлива. Высокая теплота сгорания, удобство и экономичность использования,
бесспорно, ставят газ на одно из первых мест среди других видов энергетических ресурсов.
Другой важный вид использования попутного нефтяного газа — его отбензинивание, т. е.
извлечение из него газового бензина на газоперерабатывающих заводах или установках. Газ с
помощью мощных компрессоров сильно сжимается и охлаждается, при этом пары жидких
углеводородов конденсируются, частично растворяя газообразные углеводороды (этан, пропан,
бутан, изобутан). Образуется летучая жидкость—нестабильный газовый бензин, который легко
отделяется от остальной неконденсирующейся массы газа в сепараторе. После
фракционирования — отделения этана, пропана, части бутачов — получают стабильный
газовый бензин, который используют как добавку к товарным бензинам, повышающей их
испаряемость.
Освобождающиеся при стабилизации газового бензина пропан, бутан, изобутан в виде
сжиженных газов нагнетают в баллоны, применяют в качестве горючего. Метан, этан, пропан,
бутаны служат также сырьем для нефтехимической промышленности.
После отделения С2—С4 из попутных газов оставшийся отработанный газ близок по
составу к сухому. Практически его можно рассматривать как чистый метан. Сухой и
отработанный газы при сжатии в присутствии незначительных количеств воздуха в специальных
установках образуют очень ценный промышленный продукт — газовую сажу:
СН4 + 02 -> С + 2Н2О.
Газовая сажа
Ее используют главным образом в резиновой промышленности. Пропуская метан с
водяным паром над никелевым катализатором при температуре 850° С, получают смесь
водорода и окиси углерода — «синтез-газ»
При пропускании этой смеси над катализатором FeO при 450° С окись углерода
превращается в двуокись и выделяется дополнительное количество водорода:
Полученный водород применяют для синтеза аммиака и других целей.
При обработке хлором и бромом (галоидировании) метана и других алканов получаются
продукты замещения. Например, из метана и хлора можно получить следующие продукты:
СН4+Сl2->СН3Сl + НСl,
хлористый метил
СН4 + 2Сl2 ->СН2Сl12 + 2НСl,
хлористый метилен
СН4 + ЗСl2->СНСl3 + ЗНСl,
хлороформ
СН4 + 4Сl2->ССl4 + 4НСl.
четырех-хлористый углерод
Аналогично при реакции с бромом получают бромзамещенные производные метана.
Метан служит также сырьем для получения синильной кислоты
2СН4 + 2NH3 + 302-> 2HCN + 6Н2О,
[Pt-Ro], 1000-1100С
а также для производства сероуглерода C2S, нитрометана CH3NO2, который используют
как растворитель для лаков.
Этан служит сырьем для производства этилена путем пиролиза. Этилен, в свою очередь,
является исходным сырьем для получения окиси этилена, этилового спирта, полиэтилена,
стирола и др.
Пропан используют для выработки ацетона, уксусной кислоты, формальдегида и др.,
бутан — для получения олефинов: этилена, пропилена, бутиленов, а также ацетилена и
бутадиена (сырья для синтетического каучука). При окислении бутана образуются
ацетальдегид, уксусная кислота, формальдегид, ацетон и др.
Значение пластовых вод при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Из гидрогеологического описания нефтяных месторождений известно, что нефтяные и
газовые залежи всегда сопровождаются водой. Вода в разрезе нефтяных месторождений
может находиться в одном пласте с нефтью или же занимать самостоятельные пропластки, а
иногда мощные пласты. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
классифицируют по их положению относительно нефтеносных или газоносных горизонтов
следующим образом:
1) краевые воды, подошвенные воды, воды приконтурной зоны;
2) верхние воды;
3) нижние воды;
4) погребенные, или реликтовые, воды, находящиеся непосредственно в нефтяном
пласте и остающиеся неподвижными при движении в нем нефти.
Пластовые воды нефтяных месторождений всегда содержат в растворенном виде в том
или ином количестве соли, некоторые органические вещества и газы. Солевой состав вод
характерен для определенного горизонта данного месторождения. Следует, правда, отметить, что солевой состав вод в нефтеносном горизонте не одинаков для всех частей
структуры (в непосредственной близости с нефтью и газом солевой состав вод обычно иной,
чем на крыле структуры). Поэтому к водам одного и того же горизонта относят воды не определенного солевого состава, а некоторого среднего, охватывающего как состав приконтурных
и подошвенных вод, так и состав краевых вод, находящихся за контуром нефтеносности.
Пластовые воды — постоянные спутники нефтяных и газовых месторождений — играют
большую роль в формировании залежи и процессе ее разработки. Гидрогеологическое
изучение характера залегания вод в нефтеносных пластах, выяснение температурного
режима, солевого состава вод, их физических свойств могут дать критерии для оценки
сохранности или разрушения нефтяных залежей.
Для расчета и прогнозирования процесса разработки залежи большое значение имеет
знание физических свойств пластовых вод — их вязкости, плотности, коэффициента
термического расширения, объемного коэффициента, коэффициента сжимаемости. При
водонапорном режиме разработки залежи напор контурных вод способствует поддержанию
давления и более эффективному извлечению нефти. Наряду с этим проникновение в скважины верхних и нижних вод при их плохой изоляции, прорыв подошвенных, контурных вод
или нагнетаемой в скважины воды по высокопроницаемым пропласткам создают большие
осложнения при эксплуатации нефтяных скважин. Для устранения этих осложнений
необходимо учитывать солевой состав и физические свойства вод, проникающих в скважины и
содержащихся в отдельных пластах и пропластках. Это же следует знать и при подборе
источников воды для заводнения пластов, чтобы избежать осложнений, связанных с
выпадением труднорастворимых солевых отложений в скважинах.
Общие понятия о составе и свойствах пластовых вод
Природные воды всегда содержат определенное количество примесей и представляют
собой сложные многокомпонентные системы. В результате взаимодействия воды с
включающими ее породами и газообразными составляющими земной коры часть их переходит
в воду, образуя растворы. В природных водах, в том числе в пластовых водах нефтяных и
газовых месторождений, могут содержаться следующие компоненты.
1. Вещества, находящиеся в воде в истинно-растворенном состоянии и образующие
вследствие электролитической диссоциации ионы. Основными веществами, растворенными
в природных водах, являются хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных
металлов. Диссоциируя в воде, указанные соединения образуют ионы Na+, К+, Са2+, Mg2+ Cl-,
SO-, HCQ-, СО2-, называемые главными ионами. Количественные соотношения между этими
ионами определяют тип природной воды. Кроме главных ионов, в пластовых водах
присутствуют и другие, встречающиеся обычно в малых количествах — NO3-, NH4- , Вr -, I-, Li+ и
др.
В пластовых водах нефтяных и газовых месторождений может содержаться в
растворенном состоянии некоторое количество нефтяных фракций, а также щелочных солей
нафтеновых кислот.
2. Газообразные вещества, растворенные в воде. В водах нефтяных и газовых
месторождений могут встречаться растворенные углеводородные газы, угле» кислый газ,
азот.
3. Вещества, находящиеся в воде в коллоидно-растворенном состоянии,— двуокись
кремния, гидраты окислов железа и алюминия.
Систематические гидрохимические исследования проводят на нефтяных и газовых
месторождениях от начала разведочных работ до полной их выработки.
При анализе вод для характеристики их свойств принято проводить:
1) определение общей минерализации воды и ее жесткости;
2) определение содержания главных шести ионов для отнесения исследуемой воды к
тому или иному типу;
3) определение концентрации водородных ионов;
4) анализ растворенных в воде газов;
5) бактериологический или микробиологический анализ;
6) определение некоторых физических свойств воды — температуры, плотности,
запаха, вкуса, цвета, прозрачности, объемного коэффициента, коэффициента термического
расширения, вязкости, поверхностного натяжения.
Общая минерализация воды. Одним из основных параметров является общая
минерализация воды, под которой понимают общее содержание растворенных в ней солей.
Существует несколько способов выражения концентрации растворимых в воде веществ.
Наиболее употребительная форма выражения минерализации — число миллиграммэквивалентов солей, находящихся в 1 л воды. Минерализацию воды выражают также в процентах, т. е. числом граммов растворенных веществ, содержащихся в 100 г раствора. Такие формы
выражения применяют преимущественно для характеристики сильно минерализованных вод.
Об общей минерализации воды можно судить по ее плотности. Еще до настоящего времени
иногда общую минерализацию воды характеризуют плотностью в градусах Боме. При этом
способе измерения плотность нуль градусов шкалы Боме соответствует плотности
дистиллированной воды; 15° — плотности 15%-ного раствора хлористого натрия.
Для определения плотности воды (d) по величине плотности в градусах Боме (Вё °) и
решения обратной задачи можно использовать следующие формулы:
d= 144,3/(144,3- Вё°)
Вё°=144,3-144,3/d
По концентрации солей пластовые воды нефтяных месторождений бывают весьма
различными — от пресных вод до рассолов, предельно насыщенных солями.
По Вернадскому, природные воды, в зависимости от содержания в них растворенных
веществ, подразделяются на три класса:
1) пресные воды с содержанием солей 0,001%—0,1%;
2) минерализованные, или соленые, воды, подразделяющиеся по содержанию солей на
солоноватые (0,1— 1%), соленые (1—5%) и минерализованные (0,1—5%);
3) рассольные воды, содержащие 5—35% солей.
Жесткость воды.
Жесткость воды обусловливается наличием в ней солей Са и Mg. Различают постоянную, временную и общую жесткость. Постоянная жесткость (Нп) обусловливается содержанием
сульфатов и хлоридов Са и Mg, временная жесткость (Нвр) — содержанием их бикарбонатов.
При кипячении воды бикарбонаты Са и Mg переходят в нерастворимые карбонаты, выпадают, и
вода умягчается. Поэтому временную жесткость называют также устранимой, или карбонатной.
Общая жесткость (Н) обусловливается общим содержанием солей Са и Mg:
Н = Нп + Нвр.
Жесткость воды выражают в градусах. Каждому градусу жесткости, принятому в СССР,
соответствует содержание СаО в количестве 10 мг/л или эквивалентное ему количество MgO 7,1 мг/л. В СССР при оценке жесткости воды в градусах считают воду, имеющую жесткость
меньше 10°, мягкой; от 10 до 20° - средней жесткости; от 20 до 30° - жесткой; выше 30° - очень
жесткой.
Показатель концентрации водородных ионов.
Чтобы правильно судить о химическом составе природной воды, необходимо знать
концентрацию в ней водородных ионов.
Согласно теории электролитической диссоциации молекула воды диссоциирует на ион
водорода и гидроксила:
н2он+ +он-.
Степень диссоциации молекул воды очень мала. Поэтому концентрация
недиссоциированной воды в уравнении закона действующих масс может быть принята
постоянной, и константа равновесия может быть записана в следующем виде:
к =[H+] [OH-],
где [H+] и [ОН-] — мольные концентрации ионов водорода и гидроксила. Константа K,
называемая ионным произведением воды, при t=22°С равна 10-14. Поскольку молекула воды
при диссоциации образует равное число ионов Н+ и ОН-, концентрация каждого из них в чистой
воде будет равна 10-7:
[Н+] = 10-7; [ОН-] = 10-7.
Если в воду добавить кислоту, то [Н+] —концентрация ионов водорода — возрастет и
станет больше 10-7. Поскольку ионное произведение воды при данной температуре — величина
постоянная, [ОН-] — концентрация ионов гидроксила должна уменьшиться во столько же раз.
Таким образом, постоянство ионного произведения воды позволяет вычислять
концентрацию ионов водорода, если известна концентрация ионов гидроксила, и наоборот.
Отсюда следует, что кислотность и щелочность водного раствора можно выражать либо через
концентрацию ионов Н+, либо через концентрацию ионов ОН-. На практике для этого обычно
пользуются концентрацией ионов Н+. Для нейтрального раствора [Н+] = 10 -7; для щелочного
[Н+] < 10-7; для кислого [Н+] > 10-7. Чтобы избежать неудобств, связанных с употреблением
отрицательных степеней, концентрацию ионов водорода принято выражать через водородный
показатель рН, представляющий собой десятичный логарифм концентрации водородных ионов,
взятый с обрат ным знаком:
pH=-lg[H+].
С помощью этого показателя реакция водных растворов будет характеризоваться
следующим образом: рН =7 - раствор нейтральный; рН > 7 - раствор щелочной; рН < 7- раствор
кислый.
Измерение рН проводят либо специальными приборами — рН-метрами, либо
колориметрически, пользуясь индикаторами - веществами, придающими воде ту или иную
окраску при определенных значениях рН.
Анализ растворенных в воде газов и бактериологический анализ для пластовых вод
нефтяных и газовых месторождений проводят эпизодически в специальных случаях.
Методы определения солевого состава пластовых вод
При типовом анализе пластовых вод определяют содержание в них следующих шести
основных ионов: Сl-, SO2-, НСО3-, СО32-, Са2+, Mg2+. Содержание Na+ + K+ вычисляют затем по
разности между суммой миллиграмм-эквивалентов анионов (Сl- + SO4- + НСО3- + СОз-) и суммой
миллиграмм-эквивалентов катионов (Са2+ + Mg2+). В настоящее время при анализе солевого
состава вод приняты следующие методы определения содержания отдельных ионов.
Определение хлор-иона (Сl-). Содержание хлор-иона в воде определяют объемным
методом по Мору. Метод основан на осаждении иона хлора азотнокислым серебром
Сl- Ag+ ->  AgCl.
Индикатором в этом методе определения служит хромовокислый калий. В конечной точке
титрования, при избытке в растворе иона Ag+, образуется хромат серебра, что вызывает
появление красно-бурой окраски
CrO4- + 2Ag+ -> Ag2CrO4.
Определение хлор-ионов ведут в интервале рН = 6,5-10. Если вода имеет более низкий
или более высокий показатель концентрации водородных ионов, ее нейтрализуют либо
раствором бикарбоната натрия, либо азотной или серной кислотой с индикатором фенолфталеином. Проведению определения мешает наличие в воде сероводорода, закисного
железа, от которых освобождаются предварительной обработкой воды.
Определение сульфат-иона (SO2-) Метод определения основан на малой
растворимости сернокислого бария в разбавленном растворе соляной кислоты. Метод
заключается в добавлении к исследуемой воде хлористого бария в кислой среде
SO42- + Ва2+ ->  BaSO4Определение заканчивают, вычисляя по массе образовавшегося осадка содержание иона
SО4 в исследуемой воде.
Определение карбонат-иона СOз- и гидрокарбонат-иона НСО3-. Метод определения
основан на титровании пробы воды 0,1 н. растворами серной или соляной кислот. Реакция
протекает в две стадии. Первые порции кислоты вступают в реакцию с карбонат-ионом, образуя
гидрокарбонат-ион:
СО32- + Н+ -> НСО3По количеству кислоты, пошедшей на титрование, рассчитывают содержание карбонатиона в исследуемой воде. В конечной точке титрования рН раствора доходит до 8,35. Поэтому
эту стадию титрования проводят с индикатором фенолфталеином в присутствии контрольного
раствора («свидетеля»). После этого к той же пробе воды, в которой определяли карбонат-ион,
добавляют индикатор метиловый оранжевый и титруют воду кислотой до перехода окраски из
желтой в розовую в присутствии «свидетеля».
НС03- + Н+ -> Н2СО3.
При этом в реакцию вступают гидрокарбонат-ионы, как содержавшиеся в воде, так и
образовавшиеся в первой стадии титрования из карбонат-ионов. В конечной точке титрования
рН воды станет равным примерно 4, поэтому индикатором служит метиловый желтый или
метиловый оранжевый.
При расчете содержания гидрокарбонатов в воде следует из количества кислоты,
пошедшей на титрование с метиловым оранжевым, вычесть количество кислоты, идущее на
титрование с фенолфталеином.
Определение Са2+ и Mg2+. Наиболее быстрым и точным методом определения Са2+ и
2+
Mg является применяемый сейчас повсеместно трилонометрический метод, основанный на
способности трилона-Б (двузамещенной натриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты)
образовывать с ионами Са2+ и Mg2+ малодиссоциированные комплексы. В ходе анализа к пробе
воды добавляют индикатор, дающий цветные реакции со щелочноземельными металлами.
Такими индикаторами могут служить хромоген черный, специальный ЕТ-00, кислотный хром
синий К, кислотный хром темно-синий. Эти индикаторы, растворенные в воде, не содержащей
ионов Са2+ и Mg2+, окрашивают ее соответственно в голубой, сиреневый и сиренево-синий цвет.
Вода, содержащая Са2+ и Mg2+, в присутствии хромогена черного окрашивается в виннокрасный цвет, в присутствии кислотного хрома синего К и кислотного хрома темно-синего - в
розово-красный цвет. Вследствие этого при титровании воды трилоном-Б в конечной точке
титрования происходит резкое изменение цвета воды из винно-красного в голубой (хромоген
черный) или из розово-красного в сиреневый или сиренево-голубой (кислотный хром синий К и
кислотный хром темно-синий).
Окраска растворов зависит не только от содержания в воде солей щелочноземельных
металлов, но и от рН раствора. Для поддержания рН на уровне 10 в титруемую пробу
добавляют буферный раствор, содержащий NН4ОН и NH4Cl.
Общее количество ионов Са2+ и Mg2+ в титруемом растворе не должно превышать 5 мгэкв. При необходимости исследуемую пробу воды разбавляют. Титрованием воды в
присутствии одного из названных выше индикаторов определяют содержание суммы мг-экв
ионов Са2+ и Mg2+. Содержание иона Са2+ определяют, титруя воду трилоном-Б в присутствии
мурексида (аммониевой соли пурпуровой кислоты). Мурексид образует с ионами кальция
малодиссоциированное соединение, прочное при рН = 10, окрашенное в малиновый цвет. Соли
магния не дают окраски с мурексидом. Содержание Mg2+ вычисляют но разности между общим
содержанием (Ca2+Mg2+) и содержанием Са2+. Определению мешает наличие в исследуемой
воде ионов окисного и закисного железа, алюминия, марганца, меди, цинка, которые
необходимо до проведения анализа удалить из воды.