Создать аккаунт
Войти





26.9 MB

Twitter Facebook Google Livejournal Pinterest

Физическая химия криоскопия скачать презентацию


Описание: Физическая химия криоскопия скачать презентацию
Имя файла: fizicheskaya-himiya-krioskopiya-prezentaciyu

Химия нефти и газа

содержание презентации «Химия нефти и газа.ppt»

http://900igr.net/prezentatsii/ekonomika/KHimija-nefti-i-gaza/KHimija-nefti-i-gaza.html

Слайд Текст
1 Химия нефти и газа

Химия нефти и газа

Преподаватель: доцент каф. ГРНМ ИГНД ШИШМИНА ЛЮДМИЛА ВСЕВОЛОДОВНА

2 Доказанные запасы нефти в мире

Доказанные запасы нефти в мире

на 1 января 2001 г. (Oil and Gas Journal).

Регион, страна

Регион, страна

Доказанные запасы

Доказанные запасы

Добыча нефти в 2000 г.

Добыча нефти в 2000 г.

Кратность запасов, лет

Кратность запасов, лет

Млрд.Т

% От мировых

Млн. Т

% От мировой

1

2

3

4

5

6

Азия и Океания, всего в том числе:

6,02

4,3

368,1

11,0

16,4

Китай

3,29

2,3

162,7

4,9

20,2

Индонезия

0,68

0,5

64,9

1,9

10,5

Индия

0,65

0,5

32,0

1,0

20,3

Северная и Латинская Америка, всего в том числе:

20,53

14,6

859,8

25,6

23,9

Венесуэла

10,53

7,5

151,8

4,5

69,4

Мексика

3,87

2,8

152,5

4,6

25,4

Сша

2,98

2,1

291,2

8,7

10,2

Африка, всего в том числе:

10,26

7,3

335,3

10,0

30,6

Ливия

4,04

2,9

70,4

2,1

57,4

Нигерия

3,08

2,2

99,5

3,0

31,0

Алжир

1,26

0,9

40,0

1,2

31,5

3 Химия нефти и газа

Химия нефти и газа

Ближний и Средний Восток, всего в том числе.

93,63

66,5

1078,4

32,2

86,8

Саудовская Аравия

35,51

25,2

403,2

12,0

88,1

Ирак

15,41

10,9

134,1

4,0

114,9

Кувейт

12,88

9,1

88,7

2,6

145,2

Абу-Даби

12,63

9,0

92,5

2,8

136,5

Иран

12,15

8,6

178,4

5,3

68,1

Восточная Европа и СНГ, всего в том числе

8,09

5,7

391,7

11,7

20,7

Россия

6,65

4,7

323,5

9,5

20,5

Казахстан

0,74

0,5

31,4

0,9

23,6

Румыния

0,20

0,1

0,2

32,8

Западная Европа, всего в том числе:

2,35

1,7

321,5

9,6

7,3

Норвегия

1,29

0,9

160,8

4,8

8,0

Великобритания

0,69

0,5

126,8

3,8

5,4

Дания

0,15

0,1

17,9

0,5

8,4

Всего в мире

140,88

100

3360,8

100

42,0

4 Распределение ресурсов нефти по нефтегазовым бассейнам России (%)

Распределение ресурсов нефти по нефтегазовым бассейнам России (%)

Западно-Сибирский — 45, Восточно-Сибирский — 15, Арктических морей — 13, Дальнего Востока, включая шельф — 8, Прикаспийский, включая шельф — 7, Тимано-Печорский — 7, Волго-Уральский — 4, Северо-Кавказский — 1.

5 Задачи «Химии нефти и газа» как науки

Задачи «Химии нефти и газа» как науки

Исследование химического состава нефтей, нефтепродуктов, газоконденсатов и газов с помощью современных физико-химических методов. Исследование физико-химических свойств углеводородов и других компонентов нефти и их влияния на свойства нефтепродуктов, исследование способности компонентов нефти к межмолекулярным взаимодействиям и фазовым переходам.

6 Исследование химизма

Исследование химизма

и механизма термических и каталитических превращений компонентов нефти, в том числе как высокотемпературных (в процессах переработки нефти), так и низкотемпературных, что важно как с аналитической, так и с геохимической (превращение нефтей в природе) точек зрения. Исследование происхождения нефти.

7 Нефть

Нефть

I. Нефть.

8 Происхождение нефти

Происхождение нефти

1. Происхождение нефти.

Гипотезы минерального происхождения нефти

Гипотезы органического происхождения нефти

9
10 Возможность минерального синтеза такой сложной и закономерной по составу системы углеводородов

Возможность минерального синтеза такой сложной и закономерной по составу системы углеводородов

Пока нет достаточных данных, которые могли бы однозначно доказать возможность минерального синтеза такой сложной и закономерной по составу системы углеводородов, азот-, серо- и кислородсодержащих соединений, какой является природная нефть. Геологические доказательства минеральной гипотезы являются косвенными и всегда допускают двойную трактовку.

Геологические доказательства:

Следы метана и нефтяных углеводородов в глубинных кристаллических породах, вулканических газах и магмах; проявления нефти и газа по глубинным разломам.

11 Гипотеза космического происхождения нефти

Гипотеза космического происхождения нефти

Соколов Н.А. (1892г.).

Гипотеза космического происхождения нефти.

12 Гипотезы органического происхождения нефти

Гипотезы органического происхождения нефти

1.2 Гипотезы органического происхождения нефти.

Ломоносов М.В. (1757г.) – заложил основы гипотезы органического происхождения нефти.

Химические эксперименты

13 Зелинский Н.Д.

Зелинский Н.Д.

(1919г.):

14 Оптическая активность

Оптическая активность

Доказательство 1.

Оптическая активность — одно из фундаментальных свойств, общее для живого вещества, продуктов его преобразования и природных нефтей. Оптическая активность нефтей связана главным образом с углеводородами типа тритерпанов и стеранов

Тритерпан (гопан)

15 Сравнительные исследования органического вещества

Сравнительные исследования органического вещества

1927г.

Сравнительные исследования органического вещества

Современных осадков

Древних осадочных пород

Губкин И.М.

«…Широкое региональное распространение месторождений нефти в осадочных толщах заставляет отбросить любые возможные экзотические источники для образования нефти (животные жиры, скопления морской травы и т. П.) И считать, что источником нефти может быть только широко распространенное в осадочных породах рассеянное органическое вещество смешанного растительно-животного происхождения».

16 Средняя концентрация РОВ в осадочных породах

Средняя концентрация РОВ в осадочных породах

Глинистые

Битуминозные сланцы

Позже оказалось, что в нем обычно преобладает сапропелевый материал, т.е. продукты превращения остатков мельчайших планктонных водорослей.

1 %

До 5 - 6 %, иногда до 10 – 20 %

17 Результаты исследований

Результаты исследований

морской планктон, иловые бактерии: липиды до 40 %; углеводороды до 0,06 %; органическое вещество морских илов: битуминозные вещества до 3 – 5 %; углеводороды до 0,5 %; - сапропелевое органическое вещество осадочных пород, испытавшее погружение на 2-3 км и температуру до 100 – 150 ОС: битуминозные вещества до 10 – 20 %; углеводороды до 10 – 12 %.

18 Исследования выявили черты сходства между нефтями и углеводородами

Исследования выявили черты сходства между нефтями и углеводородами

рассеянного органического вещества осадочных пород.

Вассоевич Н.Б. назвал углеводороды рассеянного органического вещества осадочных пород МИКРО-НЕФТЬЮ.

Н.Б.Вассоевич

19 Открытие в нефтях унаследованных от живого вещества биомолекул

Открытие в нефтях унаследованных от живого вещества биомолекул

Доказательство 2

Ванадилпорфирин

Хлорофилл

ФТ - фитол

20 С19н40

С19н40

21 Биомаркеры в органическом веществе осадков и нефтях

Биомаркеры в органическом веществе осадков и нефтях

Порфирины изопреноидные углеводороды полициклические углеводороды нормальные алканы

22 Сходство изотопного состава углерода

Сходство изотопного состава углерода

во фракциях органического вещества осадочных пород и нефтей.

Нефть распределена в осадочных толщах неравномерно, что соответствует максимуму накопления органического вещества в девонских, юрско-меловых и третичных отложениях, максимальным массам образовавшихся рассеянных нефтяных углеводородов в нефтематеринских отложениях.

Доказательство 3

Доказательство 4 – геологические данные

23 Химические, геохимические и геологические данные

Химические, геохимические и геологические данные

Таким образом, химические, геохимические и геологические данные свидетельствуют об органическом происхождении нефти.

24 Стадии процесса

Стадии процесса

1.3 стадии процесса преобразования ров осадков.

25 Стадии

Стадии

I. Седиментогенез. II. Диагенез. III. Катагенез. Литогенез как сводное понятие.

Стадии

26 Седиментогенез

Седиментогенез

Природные процессы, приводящие к образованию осадков на дне различных водоемов и во впадинах на суше.

27 Диагенез

Диагенез

Диагенез – совокупность природных процессов преобразования рыхлых осадков на дне водных бассейнов в осадочные горные породы в условиях верхней зоны земной коры.

28 Главные особенности процессов диагенеза

Главные особенности процессов диагенеза

низкие температуры и давления, процессы существенно биохимические, при участии бактерий.

29 Катагенез

Катагенез

Катагенез – совокупность природных процессов изменения осадочных горных пород после их возникновения из осадков в результате диагенеза и до превращения в метаморфические породы.

30 Процессы

Процессы

Главными факторами катагенеза являются температура (до 300 – 350оС на глубине 10-12 км) и давление (до 1800 – 2900 ат.). Процессы: уплотнение пород, удаление воды, процессы на контактах зерен, химические превращения.

31 Литогенез

Литогенез

Совокупность природных процессов образования и последующих изменений осадочных горных пород до момента их превращения в метаморфические породы. Литогенез = седиментогенез + диагенез + катагенез.

32 Связь нефтегазообразования со стадиями литогенеза

Связь нефтегазообразования со стадиями литогенеза

Н.Б.Вассоевич: нефть это детище литогенеза.

Н.Б.Вассоевич

33 Современные представления об образовании нефти и газа

Современные представления об образовании нефти и газа

1.4 современные представления об образовании нефти и газа.

34 Состав органического вещества в осадочных породах

Состав органического вещества в осадочных породах

Понятие о битумоиде и керогене.

Битумоид – растворимые в органических растворителях компоненты органического вещества Кероген – нерастворимые в органических растворителях компоненты органического вещества

35 Превращение органического вещества осадочных пород

Превращение органического вещества осадочных пород

(а — в) и генерация нефти и газа (г) при росте глубины погружения (Н) и температуры (Т): С — содержание в органическом веществе углерода; Н —водорода, Б — битумоида; ?Н—генерация нефти; ?CH4 — генерация метана; Vн— скорость генерации нефти; VM— скорость генерации метана.

36 Химия нефти и газа

Химия нефти и газа

Глубина погружения пласта, м.

Стадия трансформации органического вещества

1500

Кероген

2000

Тяжелая нефть

2500

Средняя нефть

3000

Легкая нефть

3500

Жирный газ

3500

Сухой газ

37 Стадии процесса преобразования ров осадков

Стадии процесса преобразования ров осадков

1. Осадконакопление (седиментогенез) 2. Диагенез: восстановительные условия ? битумоиды окислительные условия ? кероген 3. Катагенез: 3.1 протокатагенез (ранний катагенез) 3.2 мезокатагенез (средний катагенез) главная фаза нефтеобразования 3.3 апокатагенез главная фаза газообразования

38 Катагенез

Катагенез

I подстадия: до 1,2 км; до 50 – 70 оС II подстадия: 2 - 4 км; до 80 – 150 оС III подстадия: более 4,5 км; до 180 – 250 оС.

Катагенез:

39 Миграция углеводородов привела к образованию залежей нефти и газа

Миграция углеводородов привела к образованию залежей нефти и газа

40 Образование основных классов углеводородов нефти

Образование основных классов углеводородов нефти

1.5 образование основных классов углеводородов нефти.

биосинтез в живом веществе организмов; биохимический процесс преобразования исходного органического вещества на стадии диагенеза осадков; образование преимущественно из липидных компонентов органического вещества при его термической (или термокаталитической) деструкции при 90 - 160°С во время главной фазы нефтеобразования.

41 На состав углеводородов нефти влияет ряд факторов

На состав углеводородов нефти влияет ряд факторов

особенности исходного органического вещества осадков; геохимические условия (Eh, pH) при преобразовании органического вещества в осадках; степень катагенетического (термического) превращения исходного органического вещества в зоне повышенных температур; вторичные изменения нефти в процессе образования залежей и их существования в течение длительного геологического времени (физическая дифференциация углеводородов в процессе миграции, воздействие повышенной температуры, окислительные процессы в залежах и т. п.).

42 Алканы

Алканы

В живом веществе широко распространены н-алканы СН3(СН2)nСН3 с нечетным числом атомов углерода. Унаследованные высокомолекулярные н-алканы: хемосинтезирующие бактерии: C12— C31 примерно одинаковым числом четных и нечетных атомов углерода; фотосинтезирующие бактерии: С14— С29; сине-зеленые водоросли: C15 — С20. В живом веществе распространены в основном "четные" одноосновные жирные кислоты. Образованные во время ГФН: R—СООН —> CO2 + RH В образующихся н-алканах преобладают "нечетные" углеводороды.

43
44 Нафтены

Нафтены

Унаследованные биосинтетические углеводороды живого вещества:

45 Производные различных циклических терпенов

Производные различных циклических терпенов

Нафтены.

Вторым более важным источником циклоалканов в нефти являются присутствующие в живом веществе организмов кислородсодержащие производные различных циклических терпенов с функциями спиртов, кетонов и кислот. Образование циклоалканов из них происходило в результате потери функциональных кислородных групп и реакций диспропорционирования водорода при почти полном сохранении основы молекулярной структуры исходных терпеноидов живого вещества.

Холестерин (спирт)

Холестан (углеводород)

46 Значительный источник образования циклоалканов

Значительный источник образования циклоалканов

Нафтены.

Еще более значительный источник образования циклоалканов связан с дегидратационной циклизацией непредельных жирных кислот:

Из образующихся циклоалкенов при дальнейших превращениях получаются нафтеновые и нафтеново-ароматические углеводороды.

47 Арены

Арены

Для живого вещества ароматические структуры не характерны, в то время как в нефтях содержание ароматических углеводородов составляет 10 - 35 %.

Поэтому образование аренов в сапропелевом органическом веществе осадков и в нефтях следует связывать со вторичными процессами преобразования органического вещества, происходящими в осадках на стадиях диагенеза и, особенно, катагенеза в зоне повышенных температур.

48 Предельные пятичленные и шестичленные кетоны

Предельные пятичленные и шестичленные кетоны

Арены.

При превращении непредельных жирных кислот в присутствии глины как катализатора образуются сначала предельные пятичленные и шестичленные кетоны и неконденсированные нафтены. Дальнейшее превращение предельных циклических кетонов идет по реакции дегидратационной конденсации, для циклогексанона, например, следующим образом:

Непредельные жирные кислоты

Гибридный углеводород нафтено-ароматической структуры

Циклогексанон (кетон)

Катализатор

49 Химический состав нефти

Химический состав нефти

2. Химический состав нефти.

элементный химический состав – относительное содержание отдельных элементов: С, Н, О, N, S и др.; фракционный состав – содержание соединений нефти, выкипающих в определенных интервалах температур; вещественный состав – содержание углеводородов, гетероатомных и смолисто-асфальтеновых соединений;

50 Групповой состав

Групповой состав

– содержание соединений различных структурных типов: групповой углеводородный состав; групповой состав гетероатомных соединений; структурно-групповой состав – распределение углерода по типам главных химических структур углеводородов: парафиновых, нафтеновых, ароматических; индивидуальный состав – концентрация конкретных соединений известного строения.

Химический состав нефти

51 Элементный состав нефти

Элементный состав нефти

2.1 элементный состав нефти.

УГЛЕРОД – 83 – 87 % (масс.). ВОДОРОД – 11 – 14 % (масс.). СЕРА – 0,02 – 0,5 % - в малосернистых, 1,5 - 6,0 % - в высокосернистых нефтях АЗОТ – 0,01 – 0,6 % (масс.). КИСЛОРОД – 0,05 – 0,8 % (масс.). МЕТАЛЛЫ – до 0,05 % (масс.).

52 Фракционный состав нефти

Фракционный состав нефти

2.2 фракционный состав нефти.

– Отражает содержание соединений нефти, выкипающих в определенных интервалах температур;

Разгонка нефти на фракции

Основа промышленного процесса нефтепереработки старейший метод исследования нефти

53 Нефть «разгоняют»

Нефть «разгоняют»

до температур 500 – 550 оС.

Все фракции, выкипающие до 300 – 350 оС, называют светлыми. Остаток после отбора светлых дистиллятов (выше 350 оС) – мазутом.

Фракции, выкипающие до 200 оС, называют легкими или бензиновыми, от 200 до 300 оС – средними или керосиновыми, выше 300 оС – тяжелыми или масляными.

54 При атмосферной перегонке нефти получают следующие фракции

При атмосферной перегонке нефти получают следующие фракции

выкипающие до 350 оС – светлые дистилляты: н.к. (начало кипения) – 140 оС – бензиновая фракция; 140 – 180 оС – лигроиновая (тяжелая нафта); 140 – 220 оС – керосиновая фракция; 180 – 350 (220 – 350) оС – дизельная фракция (легкий газойль, соляровый дистиллят).

55 Мазут разгоняют под вакуумом

Мазут разгоняют под вакуумом

При этом получают следующие фракции в зависимости от направления переработки нефти: для получения топлива: 350 – 500 оС – вакуумный газойль (вакуумный дистиллят); более 500 оС – вакуумный остаток (гудрон); для получения масел: 300 – 400 оС – легкая фракция; 400 – 450 оС – средняя фракция; 450 – 490 оС – тяжелая фракция; более 490 оС – гудрон.

56 Групповой химический состав нефти

Групповой химический состав нефти

2.3 групповой химический состав нефти.

Химический состав нефти характеризуется содержанием основных групп соединений: углеводороды; гетероатомные соединения: S-, N-, O-, металлсодержащие соединения, смолы и асфальтены.

57 Групповой углеводородный состав нефти

Групповой углеводородный состав нефти

2.3.1 групповой углеводородный состав нефти.

Парафиновые (метановые) углеводороды или алканы; нафтеновые (полиметиленовые) углеводороды или цикланы (циклопарафины, циклоалканы); ароматические углеводороды, или арены; непредельные углеводороды, или алкены

58 Алканы

Алканы

С20н42.

С19н40

Алканы:

Нормальные; изо-строения;

- В т.Ч. Изопреноидные:

Фитан

Пристан

59 В нефти присутствуют

В нефти присутствуют

Газообразные алканы С1 – С4 (в виде растворенного газа, метан, этан….); Жидкие алканы С5 – С15; (пентан…..) Твердые алканы С16 – С53 и более. Их содержание – до 5 % (масс.), входят в состав нефтяных парафинов (ВМС).

60 Свойства алканов

Свойства алканов

Алканы насыщены водородом и по сравнению с углеводородами других классов имеют минимальную плотность; Нормальные углеводороды, молекулы которых лучше упаковываются в жидкой фазе, имеют более высокие температуры кипения и плотность, чем разветвленные. Твердые алканы кристалличны.

61 Физико-химические свойства алканов

Физико-химические свойства алканов

Углеводород

ПЛОТНОСТЬ, кг/м3, при 20 оС

tкип, оС

Н - гексан

664,7

68,7

И - гексан

654,2

60,2

62 Алканы практически не растворимы в воде

Алканы практически не растворимы в воде

но хорошо растворимы в ароматических углеводородах. Алканы химически наиболее инертная группа углеводородов, но для них свойственны реакции замещения, дегидрирования, изомеризации и окисления. Н-алканы могут легко окисляться микроорганизмами. И-алканы труднее н-алканов подвергаются воздействию микроорганизмов.

63 Твердые углеводороды нефтей

Твердые углеводороды нефтей

Нефтяные парафины

Церезины

64 Циклопропан

Циклопропан

Нафтены:

Циклопропан

Циклобутан

Циклопентан

Циклогексан

Моноциклические; бициклические; три- и полициклические.

Бициклодекан (декалин)

1-метил-2-этил- циклопентан

1,2-диметил-З-этил- циклогексан

65 Цикланы

Цикланы

С3 – С4 – газы, С5 – С7 – жидкости, С8 и выше – твердые вещества. В нефтях структуры С3 – С4 не обнаружены, а доминируют пяти- и шестичленные циклы.

66
67 Моноциклические арены нефтей представлены алкилбензолами

Моноциклические арены нефтей представлены алкилбензолами

Алкилбензолы, содержащие в бензольном ядре до 3-х метильных и один длинный заместитель линейного или изопреноидного строения, являются высококипящими углеводородами.

68 Среди бициклических аренов преобладают производные нафталина

Среди бициклических аренов преобладают производные нафталина

которые могут содержать до 8 насыщенных колец в молекуле. Второстепенное значение имеют производные дифенила и дифенилалканов.

Нафталин Бифенил

69 Трициклические арены представлены в нефтях производными фенантрена

Трициклические арены представлены в нефтях производными фенантрена

и антрацена, которые могут содержать в молекулах до 4 – 5 насыщенных циклов.

Полициклические:

Антрацен

Фенантрен

Пирен

Хризен

Перилен

70 Среднее содержание аренов разных типов

Среднее содержание аренов разных типов

% от общего содержания аренов.

Тип аренов

Число колец

Содержание

Бензольные

1

67

Нафталиновые

2

18

Фенантреновые

3

8

Хризеновые

4

3

Пирен

4

2

Антраценовые

3

1

Прочие

-

1

71 Гибридные углеводороды

Гибридные углеводороды

Это углеводороды, включающие не только ароматические циклы и алкановые цепи, но и насыщенные циклы.

Моноарен стероидной структуры

72 Физические свойства аренов

Физические свойства аренов

По физическим свойствам арены отличаются от алканов и нафтенов с тем же числом углеродных атомов в молекуле: более высокой плотностью, показателем преломления, температурой кипения; более высокой растворимостью в полярных растворителях, воде; повышенной склонностью к межмолекулярным взаимодействиям.

73 Непредельные углеводороды

Непредельные углеводороды

АЛКЕНЫ: углеводороды с открытой цепью, содержат одну двойную связь.

Сн3 – сн2 – сн3

Сн3 – сн = сн2

Фролов Е.Б. и Смирнов М.Б. (1990г.) обнаружили олефины (до 15 %) во многих образцах природных нефтей. По их мнению, олефины – продукт радиолитического дегидрирования (- Н2) насыщенных углеводородов нефти под действием естественного радиоактивного излучения в недрах.

Пропан

Пропен

74 Гетероатомные соединения нефти

Гетероатомные соединения нефти

2.3.2 гетероатомные соединения нефти.

Во всех нефтях наряду с углеводородами имеется значительное количество соединений, включающих такие гетероатомы, как сера, кислород и азот. Содержание этих элементов зависит от возраста и происхождения нефти. Распределение гетероатомов по фракциям нефти неравномерно. Обычно большая их часть сосредоточена в тяжелых фракциях и особенно в смолах и асфальтенах. Содержание смолисто-асфальтеновых соединений выше в молодых нефтях, и поэтому они обычно содержат больше гетероатомных соединений.

75 Кислородсодержащие соединения

Кислородсодержащие соединения

Кислоты фенолы кетоны эфиры и другие соединения

Кислородсодержащие соединения

Обладающие кислыми свойствами

Нейтральные

76 Нефтяные кислоты

Нефтяные кислоты

АЛИФАТИЧЕСКИЕ, в т.ч. изопреноидные; НАФТЕНОВЫЕ; АРОМАТИЧЕСКИЕ; ГИБРИДНОГО СТРОЕНИЯ.

Пристановая

Фитановая

77 Нафтеновые кислоты

Нафтеновые кислоты

особенно характерны для нефтей нафтенового основания.

78 Идентифицировано несколько кислот

Идентифицировано несколько кислот

типа:

Ни одна из пентациклических кислот пока не выделена индивидуально:

Гопилуксусная кислота

79 Ароматические кислоты

Ароматические кислоты

Нафтеноароматические кислоты

80 Нейтральные соединения

Нейтральные соединения

Кетоны

Ацетон

Бензиновая фракция

Циклические кетоны

Средние и высококипящие фракции

Флуоренон

Ацетилизопропил-метилциклопентан

(Алифатический)

81 Простые и сложные эфиры

Простые и сложные эфиры

Простые эфиры

Имеют циклическую структуру типа фурановой:

Алкилдигидробензофураны (кумароны)

82 Сложные эфиры

Сложные эфиры

Многие из них являются ароматическими соединениями. Сложные эфиры могут иметь и насыщенную структуру типа:

83 Серосодержащие соединения

Серосодержащие соединения

Сера - наиболее распространенный гетероэлемент в нефтях. Она входит в состав до 60 % углеводородов нефти, превращая их в серосодержащие гетероатомные соединения (ГАС).

Серосодержащие соединения нефти неравномерно распределены по фракциям. В отличие от других гетероэлементов, сера присутствует в дистиллятных фракциях (до 450 – 500 оС).

84 Формы серы

Формы серы

Растворенная элементарная сера, Сероводород, Меркаптаны, Сульфиды, Дисульфиды, Тиофен и его производные, Соединения, содержащие одновременно атомы серы, кислорода,азота.

85 Бутилмеркаптан

Бутилмеркаптан

R – SH.

R – углеводородный радикал.

Пример: СН3 – (СН2)3 – SH, бутилмеркаптан.

Меркаптаны

(Тиоспирты)

86 Сульфиды

Сульфиды

R1 - S - R2.

Пример: Н3С – S – C3Н7, метилпропилсульфид.

Сульфиды

(Тиоэфиры)

Циклические сульфиды

Диалкилсульфиды

(Тиацикланы)

(Тиаалканы)

60—70 % тиациклопентанов алкилтиофан

30—40 % тиациклогексанов

Диалкилтиациклогексан

87 Тиацикланы бициклические

Тиацикланы бициклические

35 : 50 : 15.

Тиацикланы бициклические. Средние фракции нефти.

В меньших количествах в нефтях содержатся би- и полициклические соединения, включающие ароматические кольца.

На их долю приходится менее 10 % тиацикланов.

88 Дисульфиды

Дисульфиды

R1 - S – S - R2.

Дисульфиды

ТИОФЕН и его производные:

- Алкилтиофены;

- Арилтиофены: бензотиофен, дибензотиофен, нафтотиофен:

Встречаются в легких и средних фракциях безмеркаптановых нефтей, где их количество может достигать 7 - 15 % от всех серосодержащих соединений этой фракции.

89 Тиофен и его производные

Тиофен и его производные

содержатся главным образом в средне- и высококипящих фракциях нефти, в которых они составляют 45 - 84 % всех серосодержащих соединений.

Тетра- и пентациклические системы, включающие тиофеновое кольцо, характерны для тяжелых и остаточных фракций нефти.

Эти системы, помимо ароматических, содержат нафтеновые кольца и алкильные заместители.

Структурные формулы - гипотетические

90 Типичное соотношение серосодержащих ГАС, %

Типичное соотношение серосодержащих ГАС, %

0 – 7.

7 – 40

50 - 90

Типичное соотношение серосодержащих ГАС, %

Меркаптаны

Сульфиды

Тиофены

91 Азотсодержащие соединения

Азотсодержащие соединения

Азотистые основания

Нейтральные азотистые соединения

Азотистые соединения сосредоточены в высококипящих фракциях и в тяжелых остатках.

92 Азотистые основания

Азотистые основания

- Ароматические гомологи пиридина.

93 Нейтральные азотистые соединения

Нейтральные азотистые соединения

- ароматические производные пиррола и амиды кислот (– СОNH2).

Индол

Карбазол

Бензокарбазол

94 Порфирины

Порфирины

95 Азотсодержащие соединения – нежелательный компонент нефтяных топлив

Азотсодержащие соединения – нежелательный компонент нефтяных топлив

поскольку являются ядами катализаторов ароматизации, крекинга, гидрокрекинга, в дизельных топливах интенсифицирует осмоление и потемнение топлива. Азотсодержащие соединения являются природными ПАВ и определяют: поверхностную активность на границах раздела жидких фаз; смачивающую способность нефти на границах раздела порода – нефть, металл – нефть; обладают свойствами ингибиторов коррозии металлов.

96 Смолисто-асфальтеновые вещества

Смолисто-асфальтеновые вещества

Выделение индивидуальных веществ из остаточных фракций нефти сложно. Поэтому нефтяные остатки разделяют на групповые компоненты: смолы, асфальтены, масла.

В тяжелых нефтяных остатках от 40 до 70 % составляют смолисто-асфальтеновые вещества.

97 Схема разделения

Схема разделения

Нефть (нефтяные остатки)

Асфальтены

Масла+смолы

Масла

Смолы

N-пентан

Al2O3

(Осадок)

(Бензол, толуол, спиртотолуол)

(N-пентан)

98 Асфальтенами называют фракции нефти

Асфальтенами называют фракции нефти

Согласно данной схеме разделения: Асфальтенами называют фракции нефти, нерастворимые в нормальных алканах, таких как n-пентан, при нормальных условиях, но растворимые в избытке ароматических соединений, таких, как бензол или толуол. Смолы – фракции нефти, растворимые в n-пентане, толуоле и бензоле при комнатной температуре.

99 Физико-химическая характеристика смол

Физико-химическая характеристика смол

Нефть

Нефть

М

М

?420

?420

Элементный состав, %

Элементный состав, %

Элементный состав, %

Элементный состав, %

Элементный состав, %

Н : с

Н : с

С

Н

S

N

О

Бавлинская

594

1,042

84,52

9,48

2,6

0,69

2,76

1,3

Ромашкинская

816

1,055

81,91

9,38

8,7

8,7

8,7

1,4

Туймазинская

725

1,042

84,10

9,80

4,00

2,1

2,1

1,4

Битковская

501

1,021

84,30

10,36

2,79

2,55

2,55

|1,4

Сагайдакская

769

1,033

86,40

10,01

1,80

2,31

2,31

1,4

Радченковская

770

1,014

85,00

10,50

1,00

0,45

3,05

1,5

100 Смолы - вязкие малоподвижные жидкости

Смолы - вязкие малоподвижные жидкости

(или аморфные твердые тела) от темно-коричневого до темно-бурого цвета с плотностью около единицы или несколько больше. Молекулярная масса смол в среднем от 700 до 1000 а. е. м. Смолы нестабильны, выделенные из нефти или ее тяжелых остатков могут превращаться в асфальтены.

101 Элементный состав асфальтенов

Элементный состав асфальтенов

Нефть

Нефть

Содержание в нефти, %

Содержание в нефти, %

Элементный состав, %

Элементный состав, %

Элементный состав, %

Элементный состав, %

Элементный состав, %

Н : с

Н : с

С

Н

S

N

О

Бавлинская

2,0

83,50

7,76

3,78

1,15

3,81

1,19

Ромашкинская

3,8

83,66

7,87

4,52

1,19

2,76

1,13

Туймазинская

3,9

84,40

7,87

4,45

1,24

2,04

1,13

Битковская

2,2

85,97

8,49

1,65

0

3,99

1,18

Советская

1,4

83,87

8,67

1,64

1,56

4 62

1,22

Самотлорская

1,4

85,93

9,19

1,76

1,69

2,43

1,16

102 Асфальтены

Асфальтены

— аморфные твердые вещества темно-бурого или черного цвета. При нагревании не плавятся, а переходят в пластическое состояние (300°С), при более высокой температуре разлагаются с образованием газа, жидких веществ и твердого остатка. Плотность асфальтенов больше единицы. Асфальтены очень склонны к ассоциации, поэтому молекулярная масса в зависимости от метода определения может различаться на несколько порядков (от 2000 до 140000 а. е. м.).

103 Молекулы смол и асфальтенов представляют собой гибридные соединения

Молекулы смол и асфальтенов представляют собой гибридные соединения

Основой таких молекул является полициклическое ядро, содержащее: 4 - 6, (преимущественно шестичленных), колец, несколько метильных и один длинный (С3—C12) алкильный заместитель. В циклическую часть молекулы могут входить кольца, содержащие серу или азот, кислородные функциональные группы.

104 Спиртотолульные смолы

Спиртотолульные смолы

Асфальтены

Ri – алкильные заместители. He – ароматическое кольцо с гетероатомом

105 Строение асфальтеновых частиц (ассоциатов)

Строение асфальтеновых частиц (ассоциатов)

Lа - диаметр слоя; lс - толщина пачки; ld - расстояние между слоями

106 Минеральные компоненты нефти

Минеральные компоненты нефти

соли, комплексы металлов, коллоидно-диспергированные минеральные вещества. Элементы, входящие в состав этих веществ, называют микроэлементами, т.к. их содержание колеблется от 10-8 до 10-2 %.

107 Металлы нефти

Металлы нефти

Неметаллы нефти

щелочные и щелочноземельные (Li, Na, К, Ва, Са, Sr, Mg), металлы подгруппы меди (Сu, Ag, Аu), подгруппы цинка (Zn, Cd, Hg), подгруппы бора (В, Al, Ga, In, Ti), подгруппы ванадия (V, Nb, Та), металлы переменной валентности (Ni, Fe, Mo, Co, W, Cr, Mn, Sn и др.)

Si, Р, As, Cl, Br, I и др.

108 Микроэлементы могут находиться в нефти

Микроэлементы могут находиться в нефти

Принято считать, что микроэлементы могут находиться в нефти в виде: мелкодисперсных водных растворов солей, тонкодисперсных взвесей минеральных пород, химически связанных с органическими веществами комплексных или молекулярных соединений, которые подразделяют на: элементорганические соединения, (хлор – углерод); соли металлов (-СОО--Na); хелаты, т. е. внутримолекулярные комплексы металлов (порфирины); комплексы с гетероатомами или ?-системой полиароматических асфальтеновых структур и др.

109 Внутримолекулярные комплексы относительно хорошо изучены

Внутримолекулярные комплексы относительно хорошо изучены

на примере порфириновых комплексов ванадия (VO2+) и никеля. Остается невыясненным, почему в нефти встречаются только ванадил- и никельпорфирины.

Более сложные внутримолекулярные комплексы встречаются в смолах и асфальтенах:

Здесь помимо азота в комплексообразовании принимают участие атомы кислорода и серы. Такие комплексы могут образовывать медь, свинец, молибден и другие металлы.

110 Для асфальтенов установлено

Для асфальтенов установлено

что: концентрация микроэлементов возрастает с увеличением молекулярной массы асфальтенов, ароматичности, содержания N, S, O.

Предполагают, что атомы металлов создают комплексные соединения с гетероатомами асфальтенов по донорно-акцепторному типу. В этом случае комплексы могут образовываться по периферии фрагментов асфальтеновой слоисто-блочной структуры. Однако возможно и проникание атомов металлов между слоями этой структуры.

111 Ванадий и никель встречаются в значительно больших концентрациях

Ванадий и никель встречаются в значительно больших концентрациях

Характерной особенностью нефти является то, что в ней ванадий и никель встречаются в значительно больших концентрациях, чем другие элементы. Обычно в сернистых нефтях превалирует ванадий, а в малосернистых нефтях (с большим содержанием азота) — никель. Следует отметить, что в порфириновых комплексах связано от 4 до 20 % ванадия и никеля, находящихся в нефти, остальное количество обнаружено в других, более сложных соединениях, которые пока не идентифицированы.

112 Роль микроэлементов

Роль микроэлементов

Ванадилпорфирины в составе асфальтенов вносят вклад в поверхностную активность нефтей. Большинство микроэлементов являются ядами катализаторов нефтепереработки. Поэтому для выбора типа катализатора необходимо знать состав и количество микроэлементов. Поскольку большая часть микроэлементов концентрируется в смолисто-асфальтеновой части нефти, при сжигании мазутов образующийся оксид ванадия корродирует топливную аппаратуру и отравляет окружающую среду. Современные электростанции, работающие на сернистом мазуте, могут выбрасывать в атмосферу вместе с дымом до тысячи килограммов V2O5 в сутки. С другой стороны, золы этих ТЭЦ значительно богаче по содержанию ванадия, чем многие промышленные руды. В настоящее время уже работают установки по извлечению V2O5 из золы ТЭЦ.

113 Сведения о составе и количестве микроэлементов нефти

Сведения о составе и количестве микроэлементов нефти

необходимы и геологам для решения вопросов: о происхождении нефти, для оконтуривания районов ее залегания, изучения вопросов миграции и аккумуляции нефти.

114 Классификации нефти

Классификации нефти

4. Классификации нефти.

115 Виды классификаций

Виды классификаций

Химическая геохимическая (генетическая) технологическая (промышленная, товарная)

116 Химические классификации

Химические классификации

4.1 химические классификации.

Парафиновые парафино-нафтеновые нафтеновые парафино-нафтено-ароматические нафтено-ароматические ароматические

Классификация грознии

117 Генетические классификации

Генетические классификации

4.2 генетические классификации.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПЕТРОВА Ал.А.

К категории А относят нефть в том случае, если на хроматограммах фракции 200—430°С проявляются в аналитических количествах пики н-алканов. На хроматограммах этой фракции нефтей категории Б пики н-алканов отсутствуют. В свою очередь, в зависимости от относительного содержания нормальных и изопреноидных углеводородов в нефтях категории А и от наличия или отсутствия изопреноидных углеводородов в нефтях категории Б, нефти каждой категории разделяют на два подтипа: А1, А2, Б1, Б2.

118 Химия нефти и газа

Химия нефти и газа

Тип.

Тип

Алканы

Алканы

Алканы

Цикло- алканы

Цикло- алканы

Арены

Арены

Сумма

Н-строения

Разветвлённые

А1

15-60

5-25

0,05-6,0

15-45

10-70

А2

10-30

0,5-5

1,0-6,0

20-60

15-70

Б1

4-10

-

-

20-70

25-80

Б2

5-30

0,5

0,5-6,0

20-70

20-80

119 Технологические классификации

Технологические классификации

4.3 технологические классификации.

Содержание серы, %

Содержание серы, %

Содержание серы, %

Содержание серы, %

Потенциальное содержание базовых масел, %

Потенциальное содержание базовых масел, %

Тип

Тип

Содержание фракций до 350 °С

Содержание фракций до 350 °С

Группа

Группа

В нефти

I

I

? 0,50

? 0,50

? 0,10

? 0,10

? 0,10

? 0,10

? 0,20

? 0,20

Т1

Т1

? 55,0

? 55,0

М1

> 25,0

> 45,0

М2

0,15–24,9

< 45,0

II

0,51–2,00

? 0,10

? 0,25

? 1,00

Т2

45,0–54,9

М3

15,0–24,9

30–44,9

III

> 2,00

> 0,10

> 0,25

> 1,00

Т3

< 45,0

М4

< 15,0

< 30,0

Класс

Класс

В бензине

В реактивном топливе

В дизель-ном топливе

На нефть

На мазут

120 Химия нефти и газа

Химия нефти и газа

Подгруппа.

Подгруппа

Индекс вязкости базовых масел

Индекс вязкости базовых масел

Вид

Вид

Содержание парафинов в нефти, %

Содержание парафинов в нефти, %

Депарафинизация

Депарафинизация

Не требуется

Требуется

И1

> 95

П1

П1

? 1,50

? 1,50

Для получения реактивного и дизельного топлива, дистиллятных базовых масел

Для получения реактивного и дизельного топлива, дистиллятных базовых масел

И2

90–95

И3

85–89,9

П2

1,51–6,00

Для получения реактивного и дизельного летнего топлива

Для получения дизельного зимнего топлива и дистиллятных базовых масел

И4

< 85

П3

> 6,00

Для получения реактивного и дизельного топлива, дистиллятных базовых масел

121 Действующая технологическая классификация

Действующая технологическая классификация

по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

Классы нефти

Класс

Наименование

Массовая доля серы, %

1

Малосернистая

До 0,60 включ.

2

Сернистая

От 0,61 до 1,80

3

Высокосернистая

От 1,81 до 3,50

4

Особо высокосернистая

Св. 3,50

122 По плотности

По плотности

а при поставке на экспорт — дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина, нефть подразделяют на пять типов (таблица 2): — особо легкая; — легкая; — средняя; — тяжелая; — битуминозная.

123 Типы нефти

Типы нефти

Параметр

Параметр

Параметр

Норма для нефти типа

Норма для нефти типа

Норма для нефти типа

Норма для нефти типа

Норма для нефти типа

Норма для нефти типа

Норма для нефти типа

Норма для нефти типа

Норма для нефти типа

Норма для нефти типа

0

0

1

1

2

2

3

3

4

4

Плотность, кт/м3, при температуре

20 оС

Не более 830,0

Не более 830,0

830,1--850,0

830,1--850,0

850,1-870,0

850,1-870,0

870,1-895,0

870,1-895,0

Более 895,0

Более 895,0

15 °с

Не более 834,5

Не более 834,5

834,6-854,4

834,6-854,4

854,5-874,4

854,5-874,4

874,5-899,3

874,5-899,3

Более 899,3

Более 899,3

Для страны

Для экспорта

Для страны

Для экспорта

Для страны

Для экспорта

Для страны

Для экспорта

Для страны

Для экспорта

124 Группы нефти

Группы нефти

По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1—3

Параметр

Параметр

Норма для нефти группы

Норма для нефти группы

Норма для нефти группы

1

2

3

1 Массовая доля воды, %, не более

0,5

0,5

1,0

2 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

300

900

3 Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

0,05

0,05

4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более

66,7 (500)

66,7 (500)

66,7 (500)

5 Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ррт)

Не нормируется Определение обязательно

Не нормируется Определение обязательно

Не нормируется Определение обязательно

125 Виды нефти

Виды нефти

По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды.

Параметр

Параметр

Норма для нефти вида

Норма для нефти вида

1

2

1 Массовая доля сероводорода, млн,-1 (ррm), не более

20

50

2 Массовая доля метил- и этил меркаптанов в сумме, млн,-1 (ррm), не более

40

60

126 Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр

соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э». Структура условного обозначения нефти:

127 Нефть как дисперсная система

Нефть как дисперсная система

5 нефть как дисперсная система.

В терминах физической химии нефть можно определить как многокомпонентную смесь сложного состава, способную в широком интервале значений термобарических параметров изменять агрегатное состояние и, соответственно, объемные свойства.

128 Зависимость плотности и вязкости бинарных углеводородных систем

Зависимость плотности и вязкости бинарных углеводородных систем

от мольной доли компонентов.

Бинарные углеводородные системы: 2,2 – диметилпентан - гексадекан (а), бензол-декан (б), гексан-додекан (в), циклогексан-толуол (г)

129 Дисперсные системы

Дисперсные системы

– гетерогенные системы, состоящие из двух или более фаз с развитой поверхностью раздела между ними. Одна из фаз образует непрерывную дисперсионную среду, в которой распределена дисперсная фаза в виде мелких твердых частиц, капель жидкости или пузырьков газа.

130 Нефть - это сложная многокомпонентная смесь

Нефть - это сложная многокомпонентная смесь

которая в зависимости от внешних условий проявляет свойства молекулярного раствора или дисперсной системы.

131 Надмолекулярные структуры

Надмолекулярные структуры

имеют размеры 10-4 – 10-9 м, отличаются от макромолекул ВМС в несколько раз большей молекулярной массой, наличием поверхности раздела фаз между ними и дисперсионной средой, высокой плотностью, малой летучестью и придают нефтяной системе специфические свойства.

Система приобретает: структурно-механическую прочность неустойчивость

132 Основные понятия физико-химической механики нефтяных дисперсных систем

Основные понятия физико-химической механики нефтяных дисперсных систем

133 Цель физико-химической механики

Цель физико-химической механики

– установление закономерностей образования пространственных структур в дисперсных системах, а также процессов деформации и разрушения таких структур в зависимости от физико-химических и механических факторов. Структурные единицы нефтяной дисперсной системы имеют сложное строение, обусловленное природой и геометрической формой макромолекул ВМС, поверхностными силами между ними, взаимодействием дисперсной фазы с дисперсионной средой и другими факторами. Для описания явлений в нефтяной дисперсной системе предложена модель сложных структурных единиц (ССЕ).

134 Сложная структурная единица

Сложная структурная единица

1 - ядро; 2 - сольватная оболочка; 3 - промежуточный слой

135 ССЕ могут образовывать свободнодисперсные системы

ССЕ могут образовывать свободнодисперсные системы

(золи) и связаннодисперсные системы (гели). В свободнодисперсной системе частицы дисперсной фазы не связаны друг с другом и могут перемещаться под действием внешних сил (силы тяжести или броуновского движения). Дисперсная фаза связаннодисперсных систем образует сплошной каркас (пространственную структуру), внутри которой содержится дисперсионная среда.

136 Способность сопротивляться действию внешних сил

Способность сопротивляться действию внешних сил

Под структурно-механической прочностью НДС понимается ее способность сопротивляться действию внешних сил. Чем больше силы взаимодействия макромолекул ВМС в ассоциате и между ассоциатами в системе, тем выше структурно-механическая прочность НДС. Структурно-механическая прочность нефтяных дисперсных систем определяется толщиной сольватной оболочки вокруг надмолекулярной структуры.

137 Структурно-механическую прочность НДС

Структурно-механическую прочность НДС

оценивают степенью отклонения структурной вязкости ?max от динамической вязкости ?min.

При повышении температуры СМП снижается и исчезает, когда система переходит в состояние молекулярного раствора.

138 Способность дисперсной фазы сохранять в течение определенного времени равномерное распределение

Способность дисперсной фазы сохранять в течение определенного времени равномерное распределение

Под кинетической устойчивостью НДС понимается способность дисперсной фазы сохранять в течение определенного времени равномерное распределение ССЕ в дисперсионной среде). Неустойчивость проявляется укрупнением частиц дисперсной фазы за счет их слипания (т.е. коагуляции) под влиянием межмолекулярного взаимодействия друг с другом. При этом теряется кинетическая устойчивость и происходит разделение фаз, т.е. частицы выпадают в осадок.

139 Одни и те же соединения, из которых состоит нефть как дисперсионная среда

Одни и те же соединения, из которых состоит нефть как дисперсионная среда

по разному влияют на поведение ассоциатов различной природы в нефтяной системе. Парафины хорошо растворяются в парафиновых углеводородах. Твердые парафины лучше растворяются в высокомолекулярной части неполярных растворителей. Таким образом, степень полярности дисперсионной среды по-разному влияет на размер различных по природе ассоциатов в нефтяной дисперсной системе, обусловливая различную концентрацию надмолекулярных структур в нефти.

140 Область условий, при которых нефтяная система является молекулярной

Область условий, при которых нефтяная система является молекулярной

зависит от ее химического состава. С ростом содержания смолисто-асфальтеновых соединений область молекулярного состояния постепенно вырождается и нефтяная система становится дисперсной при любых значениях давления и температуры.

141 Причины возникновения нефтяных систем, содержащих ССЕ

Причины возникновения нефтяных систем, содержащих ССЕ

1.Удаление из системы углеводородов, являющихся растворителями надмолекулярных структур. 2. Введение в нефтяную систему специальных добавок 3.Понижение или повышение температуры.

142 Характеристики обратимой нефтяной дисперсной системы

Характеристики обратимой нефтяной дисперсной системы

1 - радиус ядра надмолекулярной структуры; 2 - толщина сольватного слоя; 3 - устойчивость; 4 - структурно-механическая прочность.

143 Процессами физического агрегирования можно управлять

Процессами физического агрегирования можно управлять

изменением следующих факторов: температура; давление; отношение структурирующихся компонентов к неструктурирующимся; растворяющая сила среды; степень диспергирования ассоциатов, применяя различные способы: механические, электрические и магнитные поля, ПАВ, изменение состава дисперсионной среды и др.

144 Физико-химические свойства нефти

Физико-химические свойства нефти

6 физико-химические свойства нефти.

Плотность Молекулярная масса Вязкость Температура застывания Поверхностное натяжение Давление насыщенных паров Температура вспышки и воспламенения Реологические свойства

145 Плотность

Плотность

6.1 плотность.

Лабораторная работа

146 Молекулярная масса

Молекулярная масса

6.2 молекулярная масса.

Молярная масса - важнейшая характеристика нефти. Средняя молярная масса многих нефтей 250—300. Первый представитель жидких углеводородов нефти — пентан — имеет ММ 72. У наиболее высокомолекулярных гетероатомных соединений нефти, смол и асфальтенов, ММ 1200—2000 и выше. Знание молекулярной массы нефтяных фракций необходимо при структурно-групповом анализе масляных фракций, при определении содержания непредельных углеводородов, при технологических расчетах, например, процесса сепарации нефти от газа.

147 Средний молекулярный вес (Мср) зависит от их средних температур кипения

Средний молекулярный вес (Мср) зависит от их средних температур кипения

Войновым показано, что для парафиновых углеводородов средний молекулярный вес (Мср) зависит от их средних температур кипения (tср).

Кривые разгонки нефти

148 Молярная масса - величина аддитивная

Молярная масса - величина аддитивная

и для смеси различных фракций может быть вычислена как отношение суммы масс компонентов смеси к сумме числа молей тех же компонентов в смеси:

где mi - массы компонентов, кг (г); Мi - мольные массы тех же компонентов. По этой формуле возможно вычислить мольную массу нефти, если известны мольные массы полученных из нее дистиллятов.

149 Пользуются криоскопическим и эбулиоскопическим методами

Пользуются криоскопическим и эбулиоскопическим методами

При экспериментальном определении молекулярной массы нефти пользуются криоскопическим и эбулиоскопическим методами. При определении молекулярной массы криоскопическим методом наблюдают за понижением температуры замерзания раствора исследуемого вещества в выбранном растворителе по сравнению с температурой замерзания чистого растворителя (?t) и рассчитывают молекулярную массу (М) по формуле.

150 Определение молекулярной массы нефти

Определение молекулярной массы нефти

Криоскопия (от греч. kryos – холод, мороз, лед, и skopeо - смотрю, наблюдаю) — физико-химический метод исследования жидких растворов, основанный на понижении температуры замерзания (кристаллизации) раствора по сравнению с температурой замерзания чистого растворителя. Для любой химически чистой жидкости кристаллизация идет при постоянной температуре - температуре кристаллизации, которая совпадает с температурой плавления данного кристалла.

151 Французский химик Ф. М. Рауль сделал открытие

Французский химик Ф. М. Рауль сделал открытие

1883 г., французский химик Ф. М. Рауль сделал открытие: понижение температуры замерзания, вызываемое разными растворенными веществами, взятыми в одинаковых молярных количествах, одинаково для данного растворителя.

Закон Рауля гласит: относительное понижение парциального давления пара растворителя над разбавленным раствором неэлектролита равно молярной доле растворенного вещества.

152 Закон Рауля

Закон Рауля

Для многих многокомпонентных смесей закон Рауля выполняется с достаточной точностъю при молярной доле растворенного вещества в пределах 0,1 – 0,5. Понижение температуры замерзания ?t, измеряемое высокочувствительными термометрами или термопарами, связано с числом молей n растворенного вещества соотношением:

Где R - универсальная газовая постоянная; t0 и ?пл - соответственно температура замерзания и удельная теплота плавления чистого растворителя; K – криоскопическая постоянная растворителя.

153 Криоскопическая постоянная

Криоскопическая постоянная

М = а·К / ?t.

Криоскопическая постоянная характеризует понижение температуры замерзания, вызываемое 1 молем растворенного вещества (6,02?1023 недиссоциированных частиц) в 1 кг растворителя.

Итак, депрессия ?t, т. е. понижение температуры замерзания растворителя при растворении в нем исследуемого вещества, пропорциональна его молярной концентрации С:

?t = K·C,

Тогда: С = а / М = n , где а – количество вещества (нефти), г; М – молярная масса вещества.

Отсюда:

154 Молекулярная масса и депрессия для нефти и нефтепродуктов

Молекулярная масса и депрессия для нефти и нефтепродуктов

Нефтепродукт.

С, масс.%

М

?t, оС

Калинская нефть

1,59

229

0,357

Бензин

2,02

103

1,000

Лигроин

1,12

130

0,435

Керосин

1,65

168

0,502

Машинное масло

1,16

387

0,157

Молекулярная масса и депрессия для нефти и нефтепродуктов, растворенных в бензоле

155 Недостатки криоскопического метода

Недостатки криоскопического метода

закон Рауля применим к разбавленным растворам; в применяемых растворителях многие вещества проявляют склонность к ассоциации; при небольших навесках получаемая депрессия слишком мала и возможны ошибки при отсчете.

156 Прибор Бекмана

Прибор Бекмана

1 - пробирка с пробкой; 2 - пробирка с пробкой; 3 – охладительная баня; 4 - термометр Бекмана; 5- мешалка 6 - отвод для введения пробы.

157
158 Вязкость

Вязкость

6.3 вязкость.

Лабораторная работа

159 Температура застывания

Температура застывания

6.4 температура застывания.

Температура, при которой нефть в стандартных условиях теряет подвижность, называется температурой застывания. Согласно ГОСТ 20287-74 , температура, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45о, считается температурой застывания. Точность определения составляет 2 оС. Нефть из-за многокомпонентности состава не имеет четкой температуры застывания. Индивидуальные вещества характеризуются температурой кристаллизации.

160 Температура застывания нефтей изменяется в широких пределах

Температура застывания нефтей изменяется в широких пределах

от — 62 до +35 °С. Экстремальные значения температуры застывания имеют малопарафиновая эхабинская нефть (—62°С) и высокопарафиновая тасбулатская нефть (+35 °С). От температуры застывания нефтей и нефтепродуктов зависят условия их добычи, транспортировки, хранения и эксплуатации оборудования.

161 Содержание парафинов

Содержание парафинов

На температуру застывания нефти и нефтепродукта существенное влияние оказывает содержание парафинов, способных при соответствующих температурах к структурированию и образованию ассоциатов (надмолекулярных структур). С увеличением молекулярной массы углеводородов (особенно н-алканов) их ассоциирующая способность возрастает, и соответственно с утяжелением нефтяных фракций (бензиновая - дизельная – масляная - остаточная) повышается их температура застывания. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти (нефтепродукта) определяется как переход из свободно-дисперсного в связанно-дисперсное (твердое) состояние.

162 Поверхностное натяжение

Поверхностное натяжение

6.5 поверхностное натяжение.

Лабораторная работа

163 Давление насыщенных паров

Давление насыщенных паров

6.6 давление насыщенных паров.

Лабораторная работа

164 Температура вспышки, воспламенения и самовоспламенения

Температура вспышки, воспламенения и самовоспламенения

6.7 температура вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

Температурой вспышки называется минимальная температура, при которой пары нефтепродукта образуют с воздухом смесь, способную к кратковременному образованию пламени при внесении в нее внешнего источника воспламенения (пламени, электрической искры).

Большинство нефтей имеют температуру вспышки паров ниже 0 °С. Температура вспышки усть-балыкской и самотлорской нефтей равна соответственно —30 °С и —35 °С.

165 Нефтепродукты делятся на легковоспламеняющиеся и горючие

Нефтепродукты делятся на легковоспламеняющиеся и горючие

По температуре вспышки нефтепродукты делятся на легковоспламеняющиеся и горючие. К легковоспламеняющимся относятся нефтепродукты, имеющие температуру вспышки паров не более 61 °С в закрытом тигле (не более 66 °С в открытом тигле). К классу горючих относятся нефтепродукты с температурой вспышки более 61 °С в закрытом тигле (более 66 °С в открытом тигле). Легковоспламеняющимися нефтепродуктами являются моторные топлива. Так, автомобильный бензин имеет температуру вспышки в закрытом тигле —50 °С, авиационный —30 °С. В зависимости от сортности топлива для реактивных двигателей должны иметь температуру вспышки не ниже 28—60 °С, а топлива для быстроходных дизелей 35—61 °С.

166 Температура вспышки связана с температурой кипения

Температура вспышки связана с температурой кипения

исследуемого вещества. Для индивидуальных углеводородов эта зависимость по Орманди и Кревину выражается равенством: Твсп = К· Ткип где Твсп — температура вспышки, К; К — коэффициент, равный 0,736; Ткип — температура кипения, К. Температура вспышки — величина неаддитивная. Опытное ее значение всегда ниже рассчитанного по правилам аддитивности среднеарифметического значения температур вспышек компонентов, входящих в состав смеси. Это объясняется тем, что температура вспышки зависит, главным образом, от давления пара низкокипящего компонента, а высококипящий компонент служит передатчиком тепла. Пример: попадание 1 % бензина в смазочное масло снижает температуру вспышки от 200 до 170°С, а 6 % бензина снижают её почти вдвое.

167 Температурой воспламенения называется минимальная температура

Температурой воспламенения называется минимальная температура

при которой пары испытуемого продукта при внесении внешнего источника воспламенения образуют устойчивое незатухающее пламя. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки, часто довольно значительно — на несколько десятков градусов.

Температура воспламенения дизельных топлив находится в пределах 57—119°С.

168 Температурой самовоспламенения называется минимальная температура

Температурой самовоспламенения называется минимальная температура

при которой пары нефтепродуктов в смеси с воздухом воспламеняются без внешнего источника воспламенения. На этом свойстве нефтепродуктов основана pa6oта дизельных двигателей внутреннего сгорания. Температура самовоспламенения выше температуры вспышки на несколько сот градусов.

Температура самовоспламенения нефтепродукта с увеличением его молекулярной массы уменьшается: если бензины самовоспламеняются при температурах выше 500°С, то дизельные топлива - при 300—330 °С.

169 Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса

Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса

По температурам вспышки, воспламенения и самовоспламенения оценивают пожаро- и взрывоопасность нефти и нефтепродуктов. Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса (ГОСТ 19433).

170 Реологические свойства

Реологические свойства

6.8 реологические свойства.

Реология – наука, которая изучает механическое поведение твердо- и жидкообразных тел (реос – течение; логос – учение).

Представим, что к противоположным сторонам кубика приложена касательная сила F. Она создает численно равное ей напряжение сдвига ?. Под действием напряжения сдвига происходит деформация кубика: смещение его верхней грани по отношению к нижней на величину ?. Это смещение численно равно tg ? - тангенсу угла отклонения боковой грани, т.е. относительной деформации сдвига ?.

Связь между величинами напряжения сдвига ?, деформации ? и их изменениями во времени есть выражение механического поведения, которое составляет предмет реологии.

171 Существуют две модели жидкости

Существуют две модели жидкости

модель идеальной жидкости модель вязкой жидкости.

172 Жидкие среды, для описания которых модель вязкой жидкости не подходит

Жидкие среды, для описания которых модель вязкой жидкости не подходит

называются неньютоновскими.

Неньютоновские вязкие жидкости делятся на две группы: а) жидкости, обладающие начальным напряжением сдвига ?0; б) жидкости не обладающие начальным напряжением сдвига ?0.

173 Понятие кажущейся вязкости

Понятие кажущейся вязкости

Для неньютоновских вязких жидкостей вводится понятие кажущейся вязкости. Вязкость неньютоновской жидкости не является постоянной величиной, а зависит от величины напряжения сдвига: ?? ? const, ?? = f (?, d?/dr, T).

174 Ньютоновская жидкость

Ньютоновская жидкость

?

?p

?0

N = 1- ньютоновская жидкость; tg ? = µ = const; n < 1 - псевдопластичная жидкость; n > 1 - дилатантная жидкость;

?0

1 - ньютоновская жидкость; 2 - псевдопластичная жидкость; 3 - дилатантная жидкость; 4 - вязкопластичная жидкость

4

2

1

3

dV

dr

175 Зависимость кажущейся вязкости неньютоновской жидкости от скорости

Зависимость кажущейся вязкости неньютоновской жидкости от скорости

сдвига и температуры.

?

Скорость сдвига, с-1

t2 > t1

t1

t2

dV

dr

176 Зависимость кажущейся вязкости неньютоновской жидкости от температуры

Зависимость кажущейся вязкости неньютоновской жидкости от температуры

и скорости сдвига.

?

Температура, оС

30

20

10

40

0

30

20

25

35

S = 20c-1

30c-1

40c-1

50c-1

177 Кривая эффективной вязкости нефти

Кривая эффективной вязкости нефти

?

?

Способность к самопроизвольному восстановлению структуры после ее разрушения называется тиксотропией.

?1

?2

?3

Напряжение сдвига

Т = const

178 Тиксотропные свойства нефти

Тиксотропные свойства нефти

зависят от: содержания, химического состава, дисперсного состояния высокомолекулярных парафинов нефти, содержания и адсорбционного действия на процессы кристаллизации парафина смолисто-асфальтеновых веществ, температурного воздействия на нефть и др.

179 Газ

Газ

Ii. Газ.

180 Ресурсы и месторождения природного газа

Ресурсы и месторождения природного газа

7. Ресурсы и месторождения природного газа.

Мировые извлекаемые запасы газа оцениваются в 113 трлн. м3. Разведанные запасы газа: Россия — 38 % от мировых (1 место в мире). Ближний и Средний Восток - одна треть общемировых его запасов приходится (преимущественно нефтяной): Иран (14,2% от мировых запасов — 2 место в мире), Абу Даби (4,6 %), Саудовская Аравия (4,5 % — 3 место в мире), Катар (4,1 %), Ирак (2,4 %) и Кувейт (1,2 %). Азиатско-Тихоокеанский регион: Индонезия (2,5%), Малайзия (1,5 %), Китай (1 %}, Индия и Австралия (в сумме 1,2 % от мировых). Африка (7,5 %): Алжир (3,2 %), Нигерия (2,2 %) и Ливия (0,7 %). Американский континент: 14,1 % от мировых запасов, в т.ч. США — 4,1 % (4 — 5 место), Венесуэла - 2,9 %, Канада - 2,7 % и Мексика - 2,1 %. Западная Европа: 5,4 % от мировых запасов, в т.ч. Норвегия — 2,3 %, Нидерланды — 1,7 % и Великобритания — 0,6 %.

181 7 находится в России

7 находится в России

Уникальные месторождения.

Страна

Начальные запасы, трлн м3

Уренгойское

Россия

Ямбургское

Россия

Штокмановское

Россия

Медвежье

Россия

Заполярное

Россия

Астраханское

Россия

Оренбургское

Россия

Манхандл — Хьюготон

Сша

Слохстерен

Нидерланды

Пазенун

Иран

Хасси — Рмель

Алжир

Уникальных (с запасом более 1 трлн. м3) месторождений природного газа в мире насчитывается 11. Из них 7 находится в России.

4

3,78

3

1,55

2,6

1,78

2

1,65

1,4

1

182 Классификации газов

Классификации газов

7.1 классификации газов.

Углеводородные газы принято подразделять (классифицировать) в зависимости от происхождения на следующие группы: 1) природные (сухие), состоящие преимущественно из метана, добываемые из чисто газовых месторождений; 2) нефтяные (жирные), состоящие из метана и его низкомолекулярных гомологов (С1 — С5), добываемые попутно с нефтью; 3) газоконденсатные, добываемые из газоконденсатных месторождений; 4) искусственные, — получаемые при переработке нефти (нефтезаводские) и твердых топлив (коксовый, генераторный, доменный и др.); 5) каменноугольные газы, содержащиеся в углях.

183 Состав газа

Состав газа

% об.

Месторождение

Газовое

Уренгойское

96,00

0,09

0,01

0

0,01

0,49

-

3,40

Медвежье

99,20

0,08

0,01

0,07

0,02

0,06

-

0,57

Ямбургское

95,20

0,04

0,01

0,00

0,01

0,30

-

4,00

Газлинское

92,70

3,20

0,90

0,47

0,13

0,10

-

2,50

Газоконденсатное

Астраханское

54,15

5,54

1,68

0,93

1,57

21,55

12,60

1,98

Оренбургское

81,70

4,50

1,80

1,00

3,55

2,35

4,00

1,10

Карачаганакское

75,31

5,45

2,62

1,37

5,98

4,79

3,69

0,79

Шатлыкское

95,70

1,70

0,23

0,04

0,02

1,24

-

1,40

Нефтяное

Туймазинское

41,00

21,00

17,40

6,80

4,60

0,10

2,00

7,10

Ишимбайское

42,40

12,00

20,50

7,20

3,10

1,00

2,80

11,00

Жирновское

82,00

6,00

3,00

3,50

1,00

5,00

-

1,50

Мyxaновскoe

30,10

20,20

23,60

10,60

4,80

1,50

2,40

6,80

Сн4

С2н6

С3н8

С4н10

C5h12+в

Со2

H2S

N2

184 Газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений

Газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений

представляют собой смесь предельных углеводородов. Газ содержит также неуглеводородные компоненты: азот, диоксид углерода, сероводород, инертные газы - гелий, аргон и др.

185 Нефтяной газ является важным источником углеводородного сырья

Нефтяной газ является важным источником углеводородного сырья

До недавнего времени попутный газ в СССР в основном сжигался в факелах на промыслах и лишь частично использовался на местные нужды. Так, в 1991 г. при общеотраслевых ресурсах нефтяного газа в 45,1 млрд м3 было добыто 35 млрд м3 и более 10 млрд м3 сожжено в факелах и только 7,4 млрд м3 газа поставлено на переработку и компремирование. В настоящее время нефтяной газ 1 – ой ступени сепарации используется для выработки электроэнергии на промыслах, используется как топливо в технологических целях (печи подогрева нефти) или сдается на переработку на ГПЗ. Газ 2 – ой ступени сепарации, наиболее богатый тяжелыми углеводородами и поэтому являющийся ценным химическим сырьем, продолжает сжигаться на факелах.

186 Газоконденсатные залежи

Газоконденсатные залежи

— это скопления в недрах газообразных углеводородов, из которых при снижении давления выделяется жидкая углеводородная фаза — конденсат (смесь углеводородов — пентана и более высоких гомологов метана). Т.е. продукцией г/к скважины является газ и конденсат. Нефтяная залежь: газ растворен в жидкости (нефти). Г/к залежь: жидкость (углеводороды) растворены в сжатом газе. В газах этих месторождений содержатся 2—5 % и более жидких углеводородов. Содержание конденсата в газе различных газоконденсатных залежей изменяется в широких пределах: oт 5—10 см3/м3 (Рудки, Пунгинское) до 300—500 см3/м3 (Русский Хутор, Вуктыл) и даже 1000 см3/м3 и более (Талалаевское).

187 Продукция газовой промышленности

Продукция газовой промышленности

1. Природные и нефтяные газы 2. Газообразные чистые углеводороды 3. Жидкие смеси углеводородов 4. Твердые продукты газопереработки.

188 Особенности химического состава газов различного происхождения

Особенности химического состава газов различного происхождения

Залежь

Ту, %

Этан, % С2 – С4

Пропан, % С2 – С4

Бутаны, % С2 – С4

Газовая

До 5

80 - 100

1 - 15

1 - 5

Г/ к

5 – 15

60 - 80

15 - 35

5 - 15

НефтеГ/ К

До 30

40 - 60

20 - 40

10 - 25

Нефтяная

> 30

С2+в> с1

С3 > с2

С4 > с2

189 Различные коэффициенты

Различные коэффициенты

Для дополнительной характеристики химического состава газов и прогноза типа залежей используют различные коэффициенты: коэффициент «жирности» - отношение суммы гомологов метана к содержанию метана С2+В / СН4; коэффициент обогащенности углеводородами – отношение суммы углеводородов к азоту (СН4+С2Н6+В)/ N2; коэффициент этанизации – отношение этана к пропану С2Н6/ С3Н8 : 0,3 – 1,5 газ нефтяной залежи; 1 – 3 газ нефтегазоконденсатной залежи; 2 – 6 газ газоконденсатной залежи; > 5 газ газовой залежи;

190 Классификация природных газов по содержанию полезных компонентов

Классификация природных газов по содержанию полезных компонентов

(В.И.Старосельский)

191 Неуглеводородные компоненты газов

Неуглеводородные компоненты газов

Азот – наиболее наиболее распространенный неуглеводородный компонент природного газа. Среднее содержание N2 не превышает 8 %. Сероводород – служит источником получения газовой серы. Его концентрация в природных газах 0,01 – 25 %. Месторождения сероводородсодержащих газов в России, общие разведанные запасы которых составляют более 4 трлн м3,. находятся в основном в Архангельской, Оренбургской, Астраханской и Пермской областях, а также в Башкортостане.

192 Диоксид углерода

Диоксид углерода

– обычно его содержание коррелирует с содержанием сероводорода. В малосернистых и бессернистых газах концентрация СО2 не превышает 0,5 %, а в сернистых и высокосернистых она составляет 3 – 6,5 %. В группе инертных газов промышленную ценность имеет гелий. Для промышленного производства гелия используют природные и нефтяные газы с содержанием гелия не менее 0,2 – 0,3 % об. Основной источник аргона в осадочной толще – радиоактивный распад 40К. Концентрации аргона в свободных газах 0,001 – 1,0 % при фоновых значениях 0,01 – 0,02 %. Максимальные концентрации аргона и гелия обычно связаны с одними и теми же месторождениями. Поэтому высокие концентрации аргона могут служить поисковым признаком гелиеносных газов.

193 Природные газы могут содержать ртуть в промышленных концентрациях

Природные газы могут содержать ртуть в промышленных концентрациях

Содержание ртути изменяется в широких пределах: от 1?10 -8 до 3?10 -3 г/м3, но всегда выше, чем в атмосфере.

194 Горючие газы

Горючие газы

По содержанию серосодержащих компонентов горючие газы делятся на: - слабосернистые с содержанием сероводорода и тиоловой серы менее 20 и 36 мг/м3 соответственно, которые не подвергаются специальной сероочистке; — сернистые условно подразделяемые на малосернистые, сернистые и высокосернистые, содержащие сероводород и тиоловую серу более 20 и 36 мг/м3 соответственно, подлежащие обязательной очистке от сернистых соединений и переработке последних в газовую серу. Сероводород и диоксид углерода являются коррозионно-агрессивными компонентами газов, которые во влажной среде способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти примеси следует удалять перед транспортировкой и переработкой горючих газов.

195 Нефтезаводские газы

Нефтезаводские газы

При нагревании нефти до высокой температуры тяжелые углеводороды разлагаются (крекируются) с образованием легких углеводородов, в т.ч. метана и водорода. Нефтезаводские газы, получаемые в процессе крекинга (500 оС) содержат около 30 % метана и 60 % других углеводородов. В нефтезаводских газах, получаемых в процессе пиролиза (700 оС), содержание метана возрастает до 45 % за счет более глубокого разложения углеводородов.

196 Состав углеводородных газов процессов переработки нефти, %

Состав углеводородных газов процессов переработки нефти, %

Компоненты

Компоненты

Н2 + со2

-

0,2

0,4

1,5

2,5

16,0

8,5

5,5

-

-

Сн4

2,5

4,5

12,5

6,0

29,3

С2н4

1,8

17,0

21,5

20,0

8,0

5,0

9,5

24,5

21,0

24,5

С2н6

16,0

32,5

26,5

11,0

34,4

5,0

12,5

27,0

34,0

C3H6

9,0

4,0

12,5

22,0

10,5

С3н8

42,2

21,5

15,0

11,0

12,5

0,2

38,0

32,0

41,0

20,5

С4н6

1,5

изо-С4Н8

4,5

2,2

5,0

6,0

1,3

н-С4Н8

9,8

4,4

5,0

14,0

1,2

-

изо-С4Н10

16,0

5,0

7,0

0,7

14,0

-

19,0

11,0

11,0

11,0

21,0

21,0

Н-c4h10

40,0

14,5

8,5

4,6

4,0

0,5

20,0

14,5

Сумма непредельных

-

25,8

15,1

35,7

48,0

43,8

-

-

-

-

Выход газа, % на сырье

1,0—3,5

7

7

12

17

77

12

23

1,8

0,8

Первичная переработка нефти

Первичная переработка нефти

Термический крекинг мазута под давлением

Термический крекинг мазута под давлением

Коксование

Коксование

Каталитический крекинг

Каталитический крекинг

Пиролиз бензинового сырья

Пиролиз бензинового сырья

Каталитический риформинг

Каталитический риформинг

Гидрокрекинг тяжелого газойля

Гидрокрекинг тяжелого газойля

Гидроочистка дизельных фракций

Гидроочистка дизельных фракций

Замедленное

В кипящем слое

Обычный режим

Жесткий режим

197 Направление использования газа зависит от его состава

Направление использования газа зависит от его состава

Газ каталитического крекинга, богатый бутиленами и изобутаном, — наилучший вид сырья для установок каталитического алкилирования. Из газов риформинга выделяют водород, точнее — водородсодержащий газ с объемной долей водорода 75—90 %. Водородсодержащий газ используется для проведения гидрогенизационных процессов.

198 Углеводородные фракции

Углеводородные фракции

Из нефтезаводских газов на газофракционирующих установках (ГФУ) получают следующие углеводородные фракции (чистотой 90 – 96 %):

Этановая фракция — сырье пиролиза, хладоагент; пропановая фракция — сырье пиролиза, хладоагент, бытовой сжиженный газ, растворитель в процессе деасфальтизации остаточных продуктов; изобутановая фракция—сырье для алкилирования и производства синтетического каучука; бутановая фракция — сырье для пиролиза, производства синтетического каучука, компонент сжиженного бытового газа, добавка к автомобильному бензину для придания ему требуемого давления паров; изопентановая фракция — сырье для производства изопренового каучука, компонент высокооктановых бензинов; пентановая фракция — сырье для процессов изомеризации и пиролиза.

199 Фракции

Фракции

Из газов, содержащих непредельные углеводороды, выделяются следующие фракции: пропан-пропиленовая — сырье для производства полимербензина, фенола и ацетона, синтетических моющих средств, бутиловых спиртов; бутан-бутиленовая — сырье для алкилирования и noлимеризации, используется в производстве синтетических каучуков, присадок к маслам, метилэтилкетона, метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ).

Около 13 трлн м3 газа относится к нетрадиционным ресурсам газа на территории Сибири. Это залежи метана в Кузбассе.

200 Каменноугольные газы

Каменноугольные газы

В углях различных марок содержится газ, основным компонентом которого является метан. Происхождение этого газа связано с преобразованием исходного растительного материала и дальнейшим метаморфизмом образующихся углей.

201 Состав каменноугольных газов

Состав каменноугольных газов

По мере превращения бурых углей в каменные, а последних в антрациты уменьшается содержание кислорода, водорода до 3 - 1,5 % и других элементов и возрастает содержание углерода, в антрацитах оно достигает 99 % и более. Это обогащение углеродом связано с отщеплением боковых групп, более богатых водородом и другими элементами, что происходит на протяжении геологического времени при повышенной температуре в толщах горных пород. Отщепление боковых групп приводит к образованию метана и других газов из угольного вещества. На ранних этапах превращений угольного вещества выделяется, главным образом, углекислый газ, а на последующих — метан.

Состав каменноугольных газов

202 Газовая зональность угольных месторождений

Газовая зональность угольных месторождений

203 Глубины границ

Глубины границ

этих зон в разных месторождениях каменного угля неодинаковы и зависят от: геологических условий и интенсивности газообмена с атмосферой. Характерной в этом отношении является верхняя граница метановой зоны, где газообмен с атмосферой уже не играет существенной роли. Выше этой границы и до земной поверхности располагается зона газового выветривания.

В некоторых угленосных бассейнах верхняя граница метановой зоны находится на глубине 50—200 м. Известны районы, где эта граница расположена значительно глубже (600—800 м). В Печорском бассейне зона полной деметанизации в большинстве месторождений отсутствует. Уже в самых верхних слоях каменноугольный газ содержит заметное количество метана.

204 Газы метановой зоны

Газы метановой зоны

Собственно каменноугольными газами, т. е. образующимися при метаморфизме каменного угля, следует считать газы метановой зоны.

205 Состав газов в газовых скоплениях каменноугольных месторождений

Состав газов в газовых скоплениях каменноугольных месторождений

Месторождение

Глубина вскрытия газовых скоплений, м

Сн4

N2

Со2

Ту

Усинское

120

99,8

0,2

0

0

Воргашорское

163

99,4

0,6

0

0

340

86,0

13,0

1,0

0

502

87,0

13,0

0

0

324

99,8

0

1,2

0

614

100,0

0

0

0

Воркутинское

96,2

3,8

0

97,0

3,0

0

Нияшесырьягинское

350

69,0

31,0

0

0

440

83,4

16,6

0

0

206 Содержание тяжелых углеводородов в газах угольных пластов Донбасса

Содержание тяжелых углеводородов в газах угольных пластов Донбасса

Компоненты.

Содержание, % об.

Частота встречаемости компонента, % проб

C2H6

0,10—8,52

100,0

С3н8

0,05—2,90

100,0

C4H10

0—1,40

74,6

С5н12

0—0,64

50,9

С6н14

0—0,43

5,3

Содержание тяжелых углеводородов в газах угольных пластов Донбасса

207 Газоносность каменных углей

Газоносность каменных углей

Газоносность углей, т. е. количество газа, приходящееся на единицу веса угля.

Нарастание газоносности горючей массы угля с глубиной (Донбасс)

208 Большая часть газа адсорбирована углем

Большая часть газа адсорбирована углем

В порах угля газ находится в свободном состоянии, большая часть газа адсорбирована углем.

Газоносность углей зависит от: давления, температуры, типа или метаморфизма угля. Из основных газообразных компонентов в наименьшей степени сорбируется азот, более значительно метан и еще более углекислый газ. Сорбция углями тяжелых углеводородов еще более высока, особенно пропана, бутана и более тяжелых.

209 Свойства природных газов

Свойства природных газов

Знание свойств и поведения природного газа позволяет рационально решать вопросы его добычи, переработки и транспорта. Наиболее важным является вопрос о фазовом состоянии, в котором находятся компоненты природного газа. Рассмотрим следующие свойства природных газов и их компонентов: молекулярная масса; плотность; вязкость; теплотворная способность; влажность.

210 Способы выражения состава смесей и связь между ними

Способы выражения состава смесей и связь между ними

Массовая доля – масса i-го компонента, отнесенная к общей массе системы:

Молярная (мольная) доля – число молей i-го компонента, отнесенное к общему числу молей в системе:

Число молей равно массе вещества mi, деленной на молекулярную массу Mi:

Моль – количество вещества в граммах, численно равное его молекулярной массе.

211
212
213
214
215 Плотность газов

Плотность газов

7.2.1 плотность газов.

Где yi = ni или vi в долях единицы; ?i - плотность компонента газа.

Плотность газовой смеси, как аддитивное свойство, можно рассчитать по составу газа и плотности каждого компонента:

216
217
218 Вязкость газов

Вязкость газов

7.2.3 вязкость газов.

S - площадь, к которой приложена сила F.

Вязкостью или внутренним трением жидкости или газа называется свойство, проявляющееся в сопротивлении, которое жидкость или газ оказывает его сдвигу под влиянием действующей силы

Сопротивление сдвига пропорционально скорости сдвига, а не силе сдвига, как у твердых тел.

Закон течения Ньютона связывает тангенциальную силу, приложенную к жидкости (газу) и сопротивление стационарному течению:

219 Тангенциальное напряжение

Тангенциальное напряжение

Относя силу к единице площади,

из уравнения Ньютона получаем тангенциальное напряжение:

Откуда

Эта величина называется коэффициентом вязкости, коэффициентом внутреннего трения, динамической вязкостью или просто вязкостью.

220 Единица динамической вязкости

Единица динамической вязкости

В системе СИ единица динамической вязкости имеет размерность (н?с)/м2 или Па?с, мПа?с. Эта единица в 10 раз больше пуаза. 1 П = 0,1 (н?сек)/м2.

В системе СГС за единицу динамической вязкости принят один пуаз (П).

Пуаз — это динамическая вязкость жидкости, оказывающей взаимному перемещению двух ее слоев площадью в 1 см2, находящихся друг от друга на расстоянии 1 см и перемещающихся друг относительно друга со скоростью 1 см/сек, силу сопротивления, равную 1 дине:

221 Вязкость газов при атмосферном давлении

Вязкость газов при атмосферном давлении

1– гелий, 2– воздух, 3– азот, 4– углекислый газ, 5- сероводород, 6- метан, 7- этилен, 8- этан, 9- пропан, 10- изобутан, 11- н-бутан, 12- н-пентан, 13- н-гексан, 14- н-гептан, 15- н-октан, 16- н-нонан, 17- н-декан

Вязкость, спз

Температура, оС

222
223 Вязкость газов при повышенных давлениях

Вязкость газов при повышенных давлениях

224 Зависимость вязкости метана от давления и температуры

Зависимость вязкости метана от давления и температуры

Вязкость, спз

Давление, ат

225 Зависимость вязкости этилена от давления и температуры

Зависимость вязкости этилена от давления и температуры

Вязкость, спз

Давление, ат

226 Зависимость вязкости этана от температуры и давления

Зависимость вязкости этана от температуры и давления

Вязкость, мпз

Температура, оС

227 Зависимость вязкости пропана от температуры и давления

Зависимость вязкости пропана от температуры и давления

Вязкость, спз

Температура, оС

228 Вязкость природных газов

Вязкость природных газов

Относительная плотность: а – 0,6; б – 0,7; в – 0,8; г – 1,0

Температура, К

229 Расчет вязкости при атмосферном давлении

Расчет вязкости при атмосферном давлении

230 Вязкость газа при заданной температуре

Вязкость газа при заданной температуре

? - вязкость газа при заданной температуре Т; ?о - вязкость того же газа при 0 К; Т - абсолютная температура газа; С - константа, зависящая от свойств газа: ССН4 = 170; СС2Н6 = 280; СС3Н8 = 318; ССО2 = 240; СN2 = 110; СВозд = 124.

В аналитическом виде зависимость вязкости индивидуальных газов и паров от температуры (при атмосферном давлении) установлена Сатерлендом:

231 Вязкость смеси газов

Вязкость смеси газов

?См - вязкость смеси газов; ?i - вязкость i – го компонента; ni - молярная доля i – го компонента; mi - молярная масса i – го компонента.

Вязкость смеси газов не обладает свойством аддитивности.

Вязкость газовой смеси (природный газ, нефтяной газ) при атмосферном давлении можно рассчитать, если известен ее компонентный состав:

232 Расчет вязкости при высоком давлении

Расчет вязкости при высоком давлении

233 Отношение вязкости при высоком давлении к вязкости при атмосферном давлении

Отношение вязкости при высоком давлении к вязкости при атмосферном давлении

Отношение вязкостей, ? / ?ат

Является функцией приведенного давления и приведенной температуры:

где Tr, pr – псевдоприведенные температура и давление смеси газов, Т, р и Тс, рс – рабочие и псевдокритические значения температур и давлений, соответственно.

234 Критические и приведенные давления и температуры

Критические и приведенные давления и температуры

Критической принято называть такую температуру, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть обращен в жидкость. Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим.

Критические давление и температуру для смеси газов можно определить по формулам:

235 Некоторые физико-химические свойства компонентов природного газа

Некоторые физико-химические свойства компонентов природного газа

Параметр

Метан

Этан

Пропан

Молек. масса

16

30

44

Ткр, К

190,55

305,43

369,82

Ркр, кгс/см2

46,95

49,76

43,33

Плотность при НУ, кг/м3

0,6679

1,263

1,872

Вязкость при СУ, 10-6, Па?с

1,0484

0,8720

0,7649

Теплота сгорания при 1 атм и 15 оС, ккал/кг

13264 11916

12399 11321

12032 11051

236 Анализ газов методом хроматографии

Анализ газов методом хроматографии

Газовая хроматография как эффективный метод разделения и анализа сложных смесей газов, жидкостей и твердых тел получила широкое признание в 50-х годах прошлого столетия и с тех пор непрерывно развивается и совершенствуется. Термин «хроматография» происходит от греческих слов chromatos — цвет, окраска и grapho — пишу, описываю.

237 Динамический метод разделения смеси веществ

Динамический метод разделения смеси веществ

Любую разновидность хроматографии можно определить как динамический метод разделения смеси веществ, основанный на многократно повторяющемся процессе перераспределения компонентов между двумя несмешивающимися фазами, одна из которых является неподвижной, а другая — подвижной: неподвижная фаза — твердый адсорбент, или суспензия адсорбента в жидкости, или жидкость, наносимая на поверхность твердого носителя. подвижная фаза (газ или жидкость) протекает вдоль слоя неподвижной фазы.

238 Принципиальная схема проведения газохроматографического анализа

Принципиальная схема проведения газохроматографического анализа

В хроматографическую колонку, содержащую неподвижную фазу, непрерывно подают инертный газ и в этот газ-носитель перед входом в колонку вводят пробу анализируемой смеси компонентов, например А, В и С.

Вследствие специфических различий в сорбции или растворимости при движении через слой неподвижной фазы компоненты группируются в зоны.

239
240 Времена выхода компонентов

Времена выхода компонентов

отсчитываемые от момента ввода пробы до момента регистрации вершины пика, дают качественную характеристику анализируемых веществ. Сопоставление площадей (или высот) хроматографических пиков позволяет с высокой точностью выполнять количественные определения.

241 Принципиальная схема газового хроматографа

Принципиальная схема газового хроматографа

242 Система подготовки газов

Система подготовки газов

1 - система подготовки газов; 2 - дозирующее устройство; 3 - колонка; 4 - детектор; 5 - терморегулятор; 6 - блок питания детектора; 7 - усилитель; 8 - регистратор; 9 - интегратор или система обработки сигнала детектора; 10 - измерители параметров режима хроматографа (расходов газов, температур, электрического питания детекторов). Газовые функциональные связи показаны двойной чертой, электрические - одинарной, термостатируемые элементы заключены в пунктирный контур.

243 Детектор по теплопроводности

Детектор по теплопроводности

В практике наибольшее значение приобрел и имеет до настоящего времени самое широкое применение детектор по теплопроводности. В нем для обнаружения в потоке газа-носителя компонентов пробы используется различие теплопроводности газа-носителя и компонента.

244 Принципиальная схема хроматографа с детектором по теплопроводности

Принципиальная схема хроматографа с детектором по теплопроводности

245 Хроматографы «Кристалл», «Кристаллюкс-4000М»

Хроматографы «Кристалл», «Кристаллюкс-4000М»

246 Хроматограмма природного горючего газа

Хроматограмма природного горючего газа

«Химия нефти и газа»

Cсылка для сайта (HTML):

Cсылка для форума (BBCode):