Состав нефти и газа. 2

Министерство  образования и науки Российской Федерации 

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

«Комсомольский-на-Амуре  государственный

технический университет» 

Институт КПМТО 

Кафедра «Машины и аппараты химических производств»

Р Е Ф  Е Р А Т

по дисциплине «Методология обучения в вузе»

Состав  нефти и газа. Методы их исследования.

Студент группы 1ОН-1                                                             В.М. Желудков

Преподаватель                                                                            В.К. Фурсов

2011

Содержание

Введение ……………………………………………………………………………..3

1 Состав нефти  ………………………………………………………………..……..4

1. Углеводородная часть …………..………………………………………...….4
2. Асфальто-смолистая часть …………..………………………………………6
3. Фракционный состав …………………...…………………………………….6
4. Содержание воды …………………………………………………………….8
5. Содержание механических примесей ………………………………..…….10
6. Содержание серы ……………………………..……………………………..11
7. Содержание парафина ………………………..……………………………..12
2. Состав природных газов …………………………...……………………………13
1. Горючие компоненты ………………………………………………….……14
2. Негорючие компоненты ………………………………………………….…15
3. Вредные примеси ………………………………………...………………….15
4. Особенности природных газов …………………………….……….………16
5. Обнаружение утечки газа ……………………………………..……………17

Заключение …………………………………………………………..………….….19

Список использованных источников …………………………….……………….20 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение 

     Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является одной из основ  экономики России. Сотни тысяч  его специалистов трудятся во всех уголках пашей Родины, обеспечивая  её нефтью и газом. Кроме того тысячи молодых специалистов, закончив ВУЗы, ежегодно вливаются в ТЭК. Свой путь к будущей специальности они начинали с изучения основ нефтегазового дела.

     Вот и я решил изучить состав нефти  и природного газа. Решил проникнуться основами этих двух главенствующих составляющих большой системы.

     Знание  состава нефти и газа поможет  мне в дальнейшем без труда  усвоить основы моей профессии. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     1 Состав нефти 

     В химическом отношении нефть –  сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых соединений. Она состоит  из следующих основных элементов: углерод (84-87%), водород (12-14%), кислород, азот, сера (1-2%). Содержание серы может доходить до 3-5%. В нефти выделяют следующие части: углеводородную, асвальто-смолистую, порфирины, серу и зольную. В каждой нефти имеется растворенный газ, который выделяется, когда она выходит на земную поверхность.  

1.1 Углеводородная часть 

     Главную часть нефти составляют углеводороды различные по своему составу, строению и свойствам, которые могут находиться в газообразном, жидком и твердом состоянии. В зависимости от строения молекул они подразделяются на три класса – парафиновые, нафтеновые и ароматические. Но значительную часть нефти составляют углеводороды смешанного строения, содержащие структурные элементы всех трех упомянутых классов. Строение молекул определяет их химические и физические свойства.

     Парафиновые углеводороды, или как их еще называют, метановые УВ (алкановые, или алканы). Сюда относят метан СН₄, этан С₂Н₆,  пропан С₃Н₈ , бутан и изобутан, имеющие формулу С₄Н₁₀.  

     Для углерода характерна способность образовывать цепочки, в которых его атомы  соединены последовательно друг с другом. Остальными связями к  углероду присоединены атомы водорода. Количество атомов углерода в молекулах  парафиновых УВ превышает количество атомов водорода в 2 раза, с некоторым  постоянным во всех молекулах избытком, равным 2. Иначе говоря, общая формула  углеводородов этого класса С_nН_2n+2. Парафиновые углеводороды химически наиболее устойчивы и относятся к предельным УВ.

     В зависимости от количества атомов углерода в молекуле углеводороды могут принимать  одно из трех агрегатных состояний. Например, если в молекуле от одного до четырех  атомов углерода (СН₄ – С₄Н₁₀), то УВ представляют собой газ, от 5 до 16 (С₅Н₁₆ – С₁₆Н₃₄) - это жидкие УВ, а если больше 16 (С₁₇Н₃₆ и т.д.) – твердые.

     Таким образом, парафиновые углеводороды в нефти могут быть представлены газами, жидкостями и твердыми кристаллическими веществами. Они по-разному влияют на свойства нефти: газы понижают вязкость и повышают упругость паров; жидкие парафины хорошо растворяются в нефти  только при повышенных температурах, образуя гомогенный раствор; твердые  парафины также хорошо растворяются в нефти образуя истинные молекулярные растворы. Парафиновые УВ (за исключением  церезинов) легко кристаллизуются  в виде пластинок и пластинчатых лент.

     Нафтеновые (циклановае, или алициклические) УВ имеют циклическое строение (С/С_nН_2n), а именно состоят из нескольких групп – СН₂ -, соединенных между собой в кольчатую систему. В нефти содержатся преимущественно нафтены, состоящие из пяти или шести групп СН₂.

     Все связи углерода и водорода здесь  насыщены, поэтому нафтеновые нефти  обладают устойчивыми свойствами. По сравнению с парафинами, нафтены  имеют более высокую плотность  и меньшую упругость паров  и имеют лучшую растворяющую способность.

     Ароматические УВ (арены) представлены формулой С_nН_n, наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Простейшим представителем данного класса углеводородов является бензол С₆Н₆, состоящий из шести групп СН.

     Для ароматических УВ характерны большая  растворяемость, более высокая плотность  и температура кипения.  
 
 

     1.2 Асфальто-смолистая  часть 

     Асфальто-смолистая  часть нефти представляет собой вещество темного окраса, которое частично растворяется в бензине. Растворившееся часть – асфальтены. Они обладают способностью набухать в растворителях, а затем переходить в раствор. Растворимость асфальтенов в смолисто-углеродных системах возрастает с уменьшением концентрации легких УВ и увеличением концентрации ароматических углеводородов. Смола не растворяется в бензине и являются полярными веществами с относительной молекулярной массой 500-1200. В них содержатся основное количество кислородных, сернистых и азотистых соединений нефти. Асфальтосмолистые вещества и другие полярные компоненты являются поверхностно-активными соединениями нефти и природными стабилизаторами водонефтяных эмульсий.  

     1.3 Фракционный состав 

     Важнейшим показателем качества нефти является фракционный состав.

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части - фракции, отличающиеся друг от друга  пределами выкипания. Каждая из фракций  характеризуется температурами  начала и конца кипения.

     Промышленная  перегонка нефти основывается на схемах с так называемым однократным  испарением и дальнейшей ректификацией.

     Фракции, выкипающие до 350^оС, отбирают при давлении несколько превышающим атмосферное, называют светлыми дистиллятами(фракциями). Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. В оснавном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: 140^оС (начало кипения) - бензиновая фракция, 140-180^оС - лигроиновая фракция(тяжелая нафта), 140-220^оС (180-240^оС ) - керосиновая фракция, 180-350^оС (220-350^оС, 240-350^оС) - дизельная фракция (легкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят).

Фракция, выкипающая выше 350^оС является остатком после отбора светлых дистиллятов и называетсф мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом и в зависимости от дальнейшего направления переработки нефти получают следующие фракции: для получения топлив - 350-500^оС вакуумный газойль (дистиллят), >500^оС вакуумный остаток (гудрон); для получения масел - 300-400^оС (350-420^оС) легкая масленная фракция (трансформаторный дистиллят), 400-450^оС (420-490^оС) средняя масленная фракция (машинный дистиллят), 450-490^оС тяжелая масленная фракция (цилиндровый дистиллят), >490^оС гудрон. Мазут и полученные из него фракции - темные.

     Таким образом фракционирование – это  разделение сложной смеси компонентов  на более простые смеси или  отдельные составляющие.

     Продукты, получаемые как при первичной, так  и при вторичной переработки  нефти, относят к светлым, если они  выкипают до 350^оС, и к темным, если пределы выкипания 350^оС и выше.

     Нефти различных месторождений заметно  отличаются по фракционному составу, содержанию светлых и темных фракций.

   В технических условиях на нефть и  нефтепродукты нормируются:

• температура начала кипения;
• температура, при которой отгоняется 10,50,90 и 97.5% от загрузки, а также остаток в процентах;
• иногда лимитируется температура конца кипения.

     1.4 Содержание воды 

     При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой  водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для  удаления хлористых солей.

     В нефти и нефтепродуктах вода может  содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, либо в виде стойкой  эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживания нефти.

     Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям. При  небольшом содержании пластовой  воды в нефти удорожается транспортировка  ее по трубопроводам, потому что увеличивается  вязкость нефти, образующей с водой  эмульсию. После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах  часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды.

     Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах  и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряются легкие фракции и она  загрязняется механическими примесями. Такие нефти получили название «амбарные  нефти». Они высокообводненные и  смолистые, с большим содержанием  механических примесей, трудно обезвоживаются.

     Содержание  воды в нефти является самой весомой  поправкой при вычислении массы  нетто нефти по массе брутто. Этот показатель качества, наряду с механическими  примесями и хлористыми солями, входит в уравнение для определения  массы балласта.

     Присутствуя в нефти, особенно с растворенными  в ней хлористыми солями, вода осложняет  ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры.

     Имеющаяся в карбюраторном и дизельном  топливе, вода снижает их теплотворную способность, засоряет и вызывает закупорку  распыляющих форсунок.

     При уменьшении температуры кристаллики  льда засоряют фильтры, что может  служить причиной аварий при эксплуатации авиационных двигателей.

Содержание  воды в масле усиливает ее склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся  с маслом.

     Следовательно, вода оказывает негативное влияние  как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.

     Точность  метода определения содержания воды по ГОСТ 2477-65:

Сходимость – два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:

• 0.1 см³ – при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см³;
• 0.1 см³ или 2% от стеднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды более 1.0 см³.

Воспроизводимость – два результата испытаний, полученные в двух разных лабораториях ( с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:

• 0.1 см³ – при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см³;
• 0.2 см³ или 10% от среднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды свыше 1.0 см³ до 10 см³;
• 5% от величины среднего результата – при объеме воды более 10 см³.

     Согласно  ГОСТ 2477-65 массовая доля воды должна составлять не более чем 0.5%–1% в зависимости  от степени подготовки нефти. 
 
 
 

     1.5 Содержание механических  примесей 

     Присутствие мехпримесей объясняется условиями  залегания нефти и способами их добычи.

     Механические  примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности  глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке  нефти примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.

     В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть  высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и  твердого осадка. При этом уменьшается  производительность аппаратов, а при  отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.

     В таблице №1 приводятся следующие оценки достоверности результатов определения содержания механических примесей при доверительной вероятности 95%:  

     Таблица №1 Содержание механических примесей

     Массовая  доля механических примесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.

     ГОСТ 9965-76 также устанавливает массовую долю механических примесей в нефти, которая может быть не более 0.05%. 

     1.6 Содержание серы 

     Сера  и ее соединения являются постоянными  составляющими частями сырой  нефти. По химической природе - это соединения сульфидов, гомологов тиофана и  тиофена. Кроме указанных соединений, в некоторых нефтях встречаются  сероводород, меркаптаны и дисульфиды.

     Меркаптаны  или тиоспирты – легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры –  нейтральные вещества, нерастворяющиеся в воде, но растворяющиеся в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды – тяжелые  жидкости с неприятным запахом, легко  растворяющиеся в нефтепродуктах, и  очень мало в воде; тиофен – жидкость, не растворяющаяся в воде.

     Соединения  серы в нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти не допустимо.

     Точность  метода определения серы согласно ГОСТ 1437-75 выражается следующими показателями:

1. Сходимость – результаты определения, полученные последовательно одним лаборантом, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает значений, указанных в таблице №1;
2. Воспроизводимость – результаты анализа, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает значений, указанных в таблице №1.

Таблица №2 Сходимость и воспроизводимость метода определения серы

     1.7   Содержание парафина 

     При транспортировании нефтей, содержащих парафин, по трубопроводам на их стенках, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется как тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

     Таким образом, знание содержания в нефтях и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический  режим эксплуатации магистральных  трубопроводов.

     ГОСТ 11851-85 регламентирует два метода определения  парафина. Метод А заключается  в предварительном удалении асфальто-смолистых  веществ из нефти, их экстракции и адсорбции, и последующего выделения парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20^оС. При использовании метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществ осуществляется вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550^оС и выделение парафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус 20^оС.  
 

     2 Состав природных газов 

     Природные газы подразделяют на три группы:

• газы, добываемые из чисто газовых месторождений, представляют собой сухой газ без тяжелых углеводородов;
• газы, добываемые из нефтяных месторождений вместе с нефтью, представляют собой смесь сухого газа с газообразным бензином и пропан-бутановой фракцией;
• газы, добываемые из конденсатных месторождений, представляют собой смесь сухого газа и конденсата.

     Природные газы состоят преимущественно из предельных углеводородов, но в них  встречаются также сероводород, азот, углекислота, водяные пары.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят в основном из метана.

     Газ и нефть в толще земли заполняют  пустоты пористых пород, и при  больших их скоплениях целесообразна  промышленная разработка и эксплуатация залежей.

     Давление  в пласте зависит от глубины его  залегания. Практически через каждые 10 м глубины давление в пласте возрастает на 0,1 МПа (1 кг/см²).

     В состав газообразного топлива входят горючая и негорючая части. Чем  больше горючая часть топлива, тем  больше удельная теплота его сгорания. Различия в физико-химических и теплотехнических характеристиках газового топлива обусловлены разным количеством в составе газа горючих и негорючих газообразных компонентов (балластов), а также вредных примесей. 

     2.1 Горючие компоненты 

     Водород Н₂. Бесцветный нетоксичный газ без вкуса и запаха, масса 1 м³ которого равна 0,09 кг. Он в 14,5 раза легче воздуха. Водородно-воздушные смеси легко воспламенимы и весьма пожаро- и взрывоопасны.

     Метан СН₄. Бесцветный нетоксичный газ без запаха и вкуса. В состав метана входит 75% углерода и 25% водорода; масса 1 м³ метана равна 0,717 кг. При атмосферном давлении и температуре —162 °С метан сжижается и его объем уменьшается почти в 600 раз. Поэтому сжиженный природный газ является перспективным энергоносителем для многих отраслей народного хозяйства. Содержание метана в природных газах достигает 98%, поэтому его свойства практически полностью определяют свойства природных газов. Природные и попутные газы, состоящие в основном из метана, представляют собой не только высококалорийное топливо, но ценное сырье для химической промышленности.

     Оксид углерода СО. Бесцветный газ без запаха и вкуса, масса 1 м^э которого составляет 1,25 кг. При горении образуется 2,88 м³ продуктов горения. Вследствие малого их объема на каждый кубический метр оксида углерода приходится больше теплоты, чем на 1 м³ продуктов горения углеводородов.

     Оксид углерода легко вступает в соединение с гемоглобином крови. При содержании в воздухе 0,04% СО примерно 30% гемоглобина  крови вступает в химическое соединение с оксидом углерода, при 0,1% СО — 50%, при 0,4% — более 80%. Оксид углерода относится к высокотоксичным газам, и находиться в помещении, воздух которого содержит 0,2% СО, в течение 1 ч вредно для организма, а при содержании 0,5% СО находиться в помещении даже в течение 5 мин опасно для жизни. 
 

     2.2 Негорючие компоненты 

     Азот N₂. Бесцветный газ без запаха и вкуса. Плотность азота равна 1,25 г/м³. Азот практически не реагирует с кислородом, поэтому при расчете процесса горения его рассматривают как инертный газ. Содержание азота в различных газах колеблется в значительных пределах.

     Углекислый  газ СО₂. Бесцветный газ, тяжелый, малореакционный при низких температурах. Имеет слегка кисловатый запах и вкус. Концентрация СО₂ в воздухе в пределах 4 — 5% приводит к сильному раздражению органов дыхания, а в пределах 10% вызывает сильное отравление. Плотность СО₂ составляет 1,98 г/см³. Углекислый газ тяжелее воздуха в 1,53 раза.

     Кислород  О₂. Газ без запаха, цвета и вкуса. Плотность его составляет 1,43 г/м³. Присутствие кислорода в газе понижает удельную теплоту сгорании и делает газ взрывоопасным. Поэтому содержание кислорода в газе не должно быть более 1% от объема. 

     2.3 Вредные примеси 

     Сероводород H₂S. Бесцветный газ с сильным запахом, напоминающим запах тухлых яиц, обладает высокой токсичностью. Масса 1 м³ сероводорода равна 1,54 кг.

     Сероводород, воздействуя на металлы, образует сульфиды. Он оказывает сильное корродирующее воздействие на газопроводы, особенно при одновременном присутствии в газе H₂S Н₂О и О₂. При сжигании сероводород образует сернистый газ, вредный для здоровья и оказывающий коррозионное воздействие на металлические поверхности. Содержание сероводорода в газе не должно превышать 2 га на 100 м³ газа.

     Цианистоводородная (синильная) кислота  HCN. Представляет собой бесцветную легкую жидкость с температурой кипения 26 ^°С. Вследствие такой низкой температуры кипения HCN находится в горючих газах в газообразном состоянии. Синильная кислота очень ядовита, обладает корродирующим воздействием на железо, медь, олово, цинк и их сплавы. Поэтому допускается наличие не более 5 г цианистых соединений (в пересчете на HCN) на каждые 100 м³ газа.