Химия нефти и газа

Содержание

Слайд 2

Запасы нефти в мире по странам список 2020. Доказанные запасы 24.02.2020

Запасы нефти в мире по странам список 2020. Доказанные запасы 24.02.2020

Слайд 3

Распределение ресурсов нефти по нефтегазовым бассейнам России (%):
Западно-Сибирский — 45,

Распределение ресурсов нефти по нефтегазовым бассейнам России (%): Западно-Сибирский — 45, Восточно-Сибирский

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

Слайд 4

Задачи «Химии нефти и газа» как науки

Исследование химического состава нефтей, нефтепродуктов, газоконденсатов

Задачи «Химии нефти и газа» как науки Исследование химического состава нефтей, нефтепродуктов,
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.

Слайд 5

Исследование химизма и механизма термических и каталитических превращений компонентов нефти, в том

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.

Слайд 6

I. НЕФТЬ

I. НЕФТЬ

Слайд 7

1. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ

ГИПОТЕЗЫ МИНЕРАЛЬНОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ

ГИПОТЕЗЫ ОРГАНИЧЕСКОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ

1. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ ГИПОТЕЗЫ МИНЕРАЛЬНОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ ГИПОТЕЗЫ ОРГАНИЧЕСКОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ

Слайд 9

Геологические доказательства:

следы метана и нефтяных углеводородов в глубинных кристаллических породах, вулканических газах

Геологические доказательства: следы метана и нефтяных углеводородов в глубинных кристаллических породах, вулканических
и магмах;
проявления нефти и газа по глубинным разломам.

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.

Слайд 10

Соколов Н.А. (1892г.)

Гипотеза космического происхождения нефти.

Соколов Н.А. (1892г.) Гипотеза космического происхождения нефти.

Слайд 11

1.2 Гипотезы органического происхождения нефти

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

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

Химические эксперименты

Слайд 12

Зелинский Н.Д. (1919г.):

Зелинский Н.Д. (1919г.):

Слайд 13

Доказательство 1

Оптическая активность — одно из фундаментальных свойств, общее для живого вещества,

Доказательство 1 Оптическая активность — одно из фундаментальных свойств, общее для живого
продуктов его преобразования и природных нефтей.
Оптическая активность нефтей связана главным образом с углеводородами типа тритерпанов и стеранов

Тритерпан (гопан)

Слайд 14

Губкин И.М.

Сравнительные исследования органического вещества

современных осадков

древних осадочных пород

1927г.

«…широкое региональное распространение месторождений

Губкин И.М. Сравнительные исследования органического вещества современных осадков древних осадочных пород 1927г.
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».

Слайд 15

Позже оказалось, что в нем обычно преобладает сапропелевый материал, т.е. продукты превращения

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

глинистые

битуминозные сланцы

Средняя концентрация РОВ в осадочных породах

~ 1 %

до 5 - 6 %,
иногда до 10 – 20 %

Слайд 16

Результаты исследований:

морской планктон, иловые бактерии:
липиды до 40 %;
углеводороды до

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 %.

Слайд 17

Исследования выявили черты сходства между нефтями и углеводородами рассеянного органического вещества осадочных

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

Слайд 18

Хлорофилл

ФТ - фитол

Ванадилпорфирин

Доказательство 2

Открытие в нефтях унаследованных от живого вещества

Хлорофилл ФТ - фитол Ванадилпорфирин Доказательство 2 Открытие в нефтях унаследованных от живого вещества биомолекул.
биомолекул.

Слайд 20

БИОМАРКЕРЫ в органическом веществе осадков и нефтях:

порфирины
изопреноидные углеводороды
полициклические углеводороды
нормальные алканы

БИОМАРКЕРЫ в органическом веществе осадков и нефтях: порфирины изопреноидные углеводороды полициклические углеводороды нормальные алканы

Слайд 21

Доказательство 3

Сходство изотопного состава углерода во фракциях органического вещества осадочных пород и

Доказательство 3 Сходство изотопного состава углерода во фракциях органического вещества осадочных пород
нефтей.

Доказательство 4 – геологические данные

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.

Слайд 22

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

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

Слайд 23

1.3 СТАДИИ ПРОЦЕССА ПРЕОБРАЗОВАНИЯ РОВ ОСАДКОВ

1.3 СТАДИИ ПРОЦЕССА ПРЕОБРАЗОВАНИЯ РОВ ОСАДКОВ

Слайд 24

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

СТАДИИ

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

Слайд 25

Седиментогенез
Природные процессы, приводящие к образованию осадков на дне различных водоемов и

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

Слайд 26

Диагенез – совокупность природных процессов преобразования рыхлых осадков на дне водных бассейнов

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

Диагенез

Слайд 27

Главные особенности процессов диагенеза:
низкие температуры и давления,
процессы существенно

Главные особенности процессов диагенеза: низкие температуры и давления, процессы существенно биохимические, при участии бактерий.

биохимические, при участии
бактерий.

Слайд 28

Катагенез – совокупность природных процессов изменения осадочных горных пород после их возникновения

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

Катагенез

Слайд 29

Главными факторами катагенеза являются температура (до 300 – 350оС на глубине 10-12

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.

Слайд 30

Литогенез
Совокупность природных процессов образования и последующих изменений осадочных горных пород до

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

Слайд 31

СВЯЗЬ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ СО СТАДИЯМИ ЛИТОГЕНЕЗА

Н.Б.Вассоевич:
нефть это детище литогенеза.

Н.Б.Вассоевич

СВЯЗЬ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ СО СТАДИЯМИ ЛИТОГЕНЕЗА Н.Б.Вассоевич: нефть это детище литогенеза. Н.Б.Вассоевич

Слайд 32

1.4 СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ОБ ОБРАЗОВАНИИ НЕФТИ И ГАЗА

1.4 СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ОБ ОБРАЗОВАНИИ НЕФТИ И ГАЗА

Слайд 33

Состав органического вещества в осадочных породах. Понятие о битумоиде и керогене.

Битумоид –

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

Слайд 34

Превращение органического вещества осадочных пород (а — в) и генерация нефти и

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

Слайд 36

СТАДИИ ПРОЦЕССА ПРЕОБРАЗОВАНИЯ РОВ ОСАДКОВ

1. ОСАДКОНАКОПЛЕНИЕ (СЕДИМЕНТОГЕНЕЗ)
2. ДИАГЕНЕЗ:
ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ → БИТУМОИДЫ
ОКИСЛИТЕЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ

СТАДИИ ПРОЦЕССА ПРЕОБРАЗОВАНИЯ РОВ ОСАДКОВ 1. ОСАДКОНАКОПЛЕНИЕ (СЕДИМЕНТОГЕНЕЗ) 2. ДИАГЕНЕЗ: ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ
→ КЕРОГЕН
3. КАТАГЕНЕЗ:
3.1 ПРОТОКАТАГЕНЕЗ (РАННИЙ КАТАГЕНЕЗ)
3.2 МЕЗОКАТАГЕНЕЗ (СРЕДНИЙ КАТАГЕНЕЗ)
ГЛАВНАЯ ФАЗА НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ
3.3 АПОКАТАГЕНЕЗ
ГЛАВНАЯ ФАЗА ГАЗООБРАЗОВАНИЯ

Слайд 37

Катагенез:

I подстадия: до 1,2 км; до 50 – 70 оС
II подстадия: 2

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

Слайд 38

МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИВЕЛА К ОБРАЗОВАНИЮ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИВЕЛА К ОБРАЗОВАНИЮ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Слайд 39

1.5 ОБРАЗОВАНИЕ ОСНОВНЫХ КЛАССОВ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ

биосинтез в живом веществе организмов;
биохимический

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.

Слайд 40

На состав углеводородов нефти влияет ряд факторов:
особенности исходного органического вещества осадков;
геохимические условия

На состав углеводородов нефти влияет ряд факторов: особенности исходного органического вещества осадков;
(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.).

Слайд 41

АЛКАНЫ

В живом веществе широко распространены н-алканы СН3(СН2)nСН3 с нечетным числом атомов углерода.

АЛКАНЫ В живом веществе широко распространены н-алканы СН3(СН2)nСН3 с нечетным числом атомов

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.

Слайд 43

НАФТЕНЫ

Унаследованные биосинтетические углеводороды живого вещества:

НАФТЕНЫ Унаследованные биосинтетические углеводороды живого вещества:

Слайд 44

НАФТЕНЫ

Вторым более важным источником циклоалканов в нефти являются присутствующие в живом веществе

НАФТЕНЫ Вторым более важным источником циклоалканов в нефти являются присутствующие в живом
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)

Слайд 45

НАФТЕНЫ

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

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

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

Слайд 46

АРЕНЫ

Для живого вещества ароматические структуры не характерны, в то время как в

АРЕНЫ Для живого вещества ароматические структуры не характерны, в то время как
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.

Слайд 47

АРЕНЫ

При превращении непредельных жирных кислот в присутствии глины как катализатора образуются сначала

АРЕНЫ При превращении непредельных жирных кислот в присутствии глины как катализатора образуются
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

Циклогексанон
(кетон)

Катализатор

Гибридный углеводород
нафтено-ароматической
структуры

Слайд 48

элементный химический состав – относительное содержание отдельных элементов: С, Н, О, N,

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;

2. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ

Слайд 49

групповой состав – содержание соединений различных структурных типов: групповой углеводородный состав; групповой

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

Слайд 50

УГЛЕРОД – 83 – 87 % (масс.).
ВОДОРОД – 11 – 14

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.).

2.1 ЭЛЕМЕНТНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ

Слайд 51

2.2 ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ

– отражает содержание соединений нефти, выкипающих в определенных интервалах

2.2 ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ – отражает содержание соединений нефти, выкипающих в определенных
температур;

основа промышленного процесса нефтепереработки
старейший метод исследования нефти

Разгонка нефти на фракции

Слайд 52

Все фракции, выкипающие до 300 – 350 оС, называют светлыми.
Остаток после

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.

Нефть «разгоняют» до температур 500 – 550 оС.

Слайд 53

При атмосферной перегонке нефти получают следующие фракции, выкипающие до 350 оС –

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).

Слайд 54

Мазут разгоняют под вакуумом. При этом получают следующие фракции в зависимости

Мазут разгоняют под вакуумом. При этом получают следующие фракции в зависимости от
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.

Слайд 55

2.3 ГРУППОВОЙ ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ

Химический состав нефти характеризуется содержанием основных групп соединений:

2.3 ГРУППОВОЙ ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ Химический состав нефти характеризуется содержанием основных групп
углеводороды;
гетероатомные соединения: S-, N-, O-, металлсодержащие соединения, смолы и асфальтены.

Слайд 56

2.3.1 ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ

парафиновые (метановые) углеводороды или алканы;
нафтеновые (полиметиленовые) углеводороды или

2.3.1 ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ парафиновые (метановые) углеводороды или алканы; нафтеновые (полиметиленовые)
цикланы (циклопарафины, циклоалканы);
ароматические углеводороды, или арены;
непредельные углеводороды, или алкены

Слайд 57


АЛКАНЫ:

Фитан

Пристан

нормальные;
изо-строения;

- в т.ч. изопреноидные:

С19Н40

С20Н42

АЛКАНЫ: Фитан Пристан нормальные; изо-строения; - в т.ч. изопреноидные: С19Н40 С20Н42

Слайд 58

В нефти присутствуют:

Газообразные алканы С1 – С4 (в виде растворенного газа, метан,

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

Слайд 59

СВОЙСТВА АЛКАНОВ

Алканы насыщены водородом и по сравнению с углеводородами других классов

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.

Слайд 60

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА АЛКАНОВ

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА АЛКАНОВ

Слайд 61

Алканы практически не растворимы в воде, но хорошо растворимы в ароматических

Алканы практически не растворимы в воде, но хорошо растворимы в ароматических углеводородах.
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.

Слайд 62

ТВЕРДЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ НЕФТЕЙ

НЕФТЯНЫЕ ПАРАФИНЫ

ЦЕРЕЗИНЫ

ТВЕРДЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ НЕФТЕЙ НЕФТЯНЫЕ ПАРАФИНЫ ЦЕРЕЗИНЫ

Слайд 63

НАФТЕНЫ:

Циклопропан

Циклобутан

Циклопентан

Циклогексан

Бициклодекан (декалин)

1-метил-2-этил-
циклопентан

1,2-диметил-З-этил-
циклогексан

моноциклические;
бициклические;
три- и полициклические.

НАФТЕНЫ: Циклопропан Циклобутан Циклопентан Циклогексан Бициклодекан (декалин) 1-метил-2-этил- циклопентан 1,2-диметил-З-этил- циклогексан моноциклические; бициклические; три- и полициклические.

Слайд 64

Цикланы С3 – С4 – газы,
С5 – С7 – жидкости,
С8

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.

Слайд 66

Моноциклические арены нефтей представлены алкилбензолами.
Алкилбензолы, содержащие в бензольном ядре до 3-х

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.


Слайд 67

Нафталин Бифенил

Среди бициклических аренов преобладают производные нафталина, которые могут содержать до 8

Нафталин Бифенил Среди бициклических аренов преобладают производные нафталина, которые могут содержать до
насыщенных колец в молекуле.
Второстепенное значение имеют производные дифенила и дифенилалканов.

Слайд 68

Пирен

Хризен

Перилен

Трициклические арены представлены в нефтях производными фенантрена и антрацена,
которые могут

Пирен Хризен Перилен Трициклические арены представлены в нефтях производными фенантрена и антрацена,
содержать в молекулах до 4 – 5 насыщенных циклов.

Антрацен

Полициклические:

Фенантрен

Слайд 69

СРЕДНЕЕ СОДЕРЖАНИЕ АРЕНОВ РАЗНЫХ ТИПОВ, % от общего содержания аренов

СРЕДНЕЕ СОДЕРЖАНИЕ АРЕНОВ РАЗНЫХ ТИПОВ, % от общего содержания аренов

Слайд 70

ГИБРИДНЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

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

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

Моноарен стероидной
структуры

Слайд 71

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА АРЕНОВ

По физическим свойствам арены отличаются от алканов и нафтенов

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.

Слайд 72

НЕПРЕДЕЛЬНЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

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

СН3 – СН2

НЕПРЕДЕЛЬНЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ АЛКЕНЫ: углеводороды с открытой цепью, содержат одну двойную связь. СН3
– СН3

Пропан

СН3 – СН = СН2

Пропен

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.

Слайд 73

2.3.2 ГЕТЕРОАТОМНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТИ

Во всех нефтях наряду с углеводородами имеется значительное количество

2.3.2 ГЕТЕРОАТОМНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТИ Во всех нефтях наряду с углеводородами имеется значительное
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.

Слайд 74

кислоты
фенолы
кетоны
эфиры и другие соединения

Кислородсодержащие соединения

обладающие кислыми свойствами

нейтральные

КИСЛОРОДСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ

кислоты фенолы кетоны эфиры и другие соединения Кислородсодержащие соединения обладающие кислыми свойствами нейтральные КИСЛОРОДСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ

Слайд 75

НЕФТЯНЫЕ КИСЛОТЫ

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

ПРИСТАНОВАЯ

ФИТАНОВАЯ

НЕФТЯНЫЕ КИСЛОТЫ АЛИФАТИЧЕСКИЕ, в т.ч. изопреноидные; НАФТЕНОВЫЕ; АРОМАТИЧЕСКИЕ; ГИБРИДНОГО СТРОЕНИЯ. ПРИСТАНОВАЯ ФИТАНОВАЯ

Слайд 76

НАФТЕНОВЫЕ кислоты особенно характерны для нефтей нафтенового основания.

НАФТЕНОВЫЕ кислоты особенно характерны для нефтей нафтенового основания.

Слайд 77

Идентифицировано несколько кислот типа:

Ни одна из пентациклических кислот пока не выделена

Идентифицировано несколько кислот типа: Ни одна из пентациклических кислот пока не выделена индивидуально: Гопилуксусная кислота
индивидуально:

Гопилуксусная кислота

Слайд 78

Ароматические кислоты

Нафтеноароматические кислоты

Ароматические кислоты Нафтеноароматические кислоты

Слайд 79

НЕЙТРАЛЬНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ

КЕТОНЫ

Ацетон

Бензиновая фракция

Циклические кетоны

Флуоренон

Ацетилизопропил-метилциклопентан

Средние и
высококипящие
фракции

(алифатический)

НЕЙТРАЛЬНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ КЕТОНЫ Ацетон Бензиновая фракция Циклические кетоны Флуоренон Ацетилизопропил-метилциклопентан Средние и высококипящие фракции (алифатический)

Слайд 80

ПРОСТЫЕ И СЛОЖНЫЕ ЭФИРЫ

ПРОСТЫЕ ЭФИРЫ

Имеют циклическую структуру типа фурановой:

алкилдигидробензофураны (кумароны)

ПРОСТЫЕ И СЛОЖНЫЕ ЭФИРЫ ПРОСТЫЕ ЭФИРЫ Имеют циклическую структуру типа фурановой: алкилдигидробензофураны (кумароны)

Слайд 81

СЛОЖНЫЕ ЭФИРЫ

Многие из них являются ароматическими соединениями. Сложные эфиры могут иметь и

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

Слайд 82

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ

Сера - наиболее распространенный гетероэлемент в нефтях. Она входит в

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).

Слайд 83

ФОРМЫ СЕРЫ

Растворенная элементарная сера,
Сероводород,
Меркаптаны,
Сульфиды,
Дисульфиды,
Тиофен и его

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

Слайд 84

МЕРКАПТАНЫ

(ТИОСПИРТЫ)

R – SH

R – УГЛЕВОДОРОДНЫЙ РАДИКАЛ.

Пример: СН3 – (СН2)3 – SH,

МЕРКАПТАНЫ (ТИОСПИРТЫ) R – SH R – УГЛЕВОДОРОДНЫЙ РАДИКАЛ. Пример: СН3 – (СН2)3 – SH, бутилмеркаптан.
бутилмеркаптан.

Слайд 85

СУЛЬФИДЫ

(ТИОЭФИРЫ)

ДИАЛКИЛСУЛЬФИДЫ

ЦИКЛИЧЕСКИЕ
СУЛЬФИДЫ

(тиаалканы)

(тиацикланы)

R1 - S - R2

Пример: Н3С – S – C3Н7,
метилпропилсульфид.

60—70 %
тиациклопентанов
алкилтиофан

30—40

СУЛЬФИДЫ (ТИОЭФИРЫ) ДИАЛКИЛСУЛЬФИДЫ ЦИКЛИЧЕСКИЕ СУЛЬФИДЫ (тиаалканы) (тиацикланы) R1 - S - R2
%
тиациклогексанов

диалкилтиациклогексан

Слайд 86

Тиацикланы бициклические. Средние фракции нефти.

В меньших количествах в нефтях содержатся би-

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.

35 : 50 : 15

Слайд 87

ДИСУЛЬФИДЫ

R1 - S – S - R2

Встречаются в легких и средних

ДИСУЛЬФИДЫ R1 - S – S - R2 Встречаются в легких и
фракциях безмеркаптановых нефтей, где их количество может достигать 7 - 15 % от всех серосодержащих соединений этой фракции.

ТИОФЕН и его производные:

- арилтиофены: бензотиофен,
дибензотиофен,
нафтотиофен:

- алкилтиофены;

Слайд 88

Тиофен и его производные содержатся главным образом в средне- и высококипящих фракциях

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

Слайд 89

Типичное соотношение серосодержащих ГАС, %

Типичное соотношение серосодержащих ГАС, %

Слайд 90

АЗОТСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ

Азотистые соединения сосредоточены в высококипящих фракциях и в тяжелых остатках.

АЗОТСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Азотистые соединения сосредоточены в высококипящих фракциях и в тяжелых остатках.

АЗОТИСТЫЕ
ОСНОВАНИЯ

НЕЙТРАЛЬНЫЕ
АЗОТИСТЫЕ
СОЕДИНЕНИЯ

Слайд 91

АЗОТИСТЫЕ ОСНОВАНИЯ

- ароматические гомологи пиридина.

АЗОТИСТЫЕ ОСНОВАНИЯ - ароматические гомологи пиридина.

Слайд 92

НЕЙТРАЛЬНЫЕ АЗОТИСТЫЕ СОЕДИНЕНИЯ

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

индол

НЕЙТРАЛЬНЫЕ АЗОТИСТЫЕ СОЕДИНЕНИЯ - ароматические производные пиррола и амиды кислот (– СОNH2). индол карбазол бензокарбазол

карбазол

бензокарбазол

Слайд 93

ПОРФИРИНЫ

ПОРФИРИНЫ

Слайд 94

Азотсодержащие соединения – нежелательный компонент нефтяных топлив, поскольку являются ядами катализаторов ароматизации,

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.

Слайд 95

СМОЛИСТО-АСФАЛЬТЕНОВЫЕ ВЕЩЕСТВА

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

СМОЛИСТО-АСФАЛЬТЕНОВЫЕ ВЕЩЕСТВА В тяжелых нефтяных остатках от 40 до 70 % составляют
вещества.

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

Слайд 96

НЕФТЬ (НЕФТЯНЫЕ ОСТАТКИ)

СХЕМА РАЗДЕЛЕНИЯ

АСФАЛЬТЕНЫ

МАСЛА+СМОЛЫ

n-пентан

СМОЛЫ

МАСЛА

Al2O3

(осадок)

(n-пентан)

(бензол, толуол,
спиртотолуол)

НЕФТЬ (НЕФТЯНЫЕ ОСТАТКИ) СХЕМА РАЗДЕЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНЫ МАСЛА+СМОЛЫ n-пентан СМОЛЫ МАСЛА Al2O3 (осадок) (n-пентан) (бензол, толуол, спиртотолуол)

Слайд 97

Согласно данной схеме разделения:
Асфальтенами называют фракции нефти, нерастворимые в нормальных алканах,

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.

Слайд 98

Физико-химическая характеристика смол

Физико-химическая характеристика смол

Слайд 99

Смолы - вязкие малоподвижные жидкости (или аморфные твердые тела) от темно-коричневого до

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.

Слайд 100

Элементный состав асфальтенов

Элементный состав асфальтенов

Слайд 101

Асфальтены — аморфные твердые вещества темно-бурого или черного цвета. При нагревании не

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.).

Слайд 102

Молекулы смол и асфальтенов представляют собой гибридные соединения. Основой таких молекул является

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.

Слайд 103

Спиртотолульные смолы

Асфальтены

Ri – алкильные заместители. He – ароматическое кольцо с

Спиртотолульные смолы Асфальтены Ri – алкильные заместители. He – ароматическое кольцо с гетероатомом
гетероатомом

Слайд 104

Lа - диаметр слоя; Lс - толщина пачки;
Ld - расстояние между

Lа - диаметр слоя; Lс - толщина пачки; Ld - расстояние между
слоями

Строение асфальтеновых частиц (ассоциатов)

Слайд 105

МИНЕРАЛЬНЫЕ КОМПОНЕНТЫ НЕФТИ

соли,
комплексы металлов,
коллоидно-диспергированные минеральные
вещества.
Элементы,

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

Слайд 106

щелочные и щелочноземельные (Li, Na, К, Ва, Са, Sr, Mg),

щелочные и щелочноземельные (Li, Na, К, Ва, Са, Sr, Mg), металлы подгруппы
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.)

МЕТАЛЛЫ НЕФТИ

НЕМЕТАЛЛЫ НЕФТИ

Si, Р, As, Cl, Br, I и др.

Слайд 107

Принято считать, что микроэлементы могут находиться в нефти в виде:
мелкодисперсных водных

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 π-системой полиароматических асфальтеновых структур и др.

Слайд 108


Более сложные внутримолекулярные комплексы встречаются в смолах и асфальтенах:

Внутримолекулярные комплексы относительно хорошо

Более сложные внутримолекулярные комплексы встречаются в смолах и асфальтенах: Внутримолекулярные комплексы относительно
изучены на примере порфириновых комплексов ванадия (VO2+) и никеля. Остается невыясненным, почему в нефти встречаются только ванадил- и никельпорфирины.

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

Слайд 109

Предполагают, что атомы металлов создают комплексные соединения с гетероатомами асфальтенов по донорно-акцепторному

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.

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

Слайд 110

Характерной особенностью нефти является то, что в ней ванадий и никель встречаются

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.

Слайд 111

РОЛЬ МИКРОЭЛЕМЕНТОВ

Ванадилпорфирины в составе асфальтенов вносят вклад в поверхностную активность нефтей.
Большинство микроэлементов

РОЛЬ МИКРОЭЛЕМЕНТОВ Ванадилпорфирины в составе асфальтенов вносят вклад в поверхностную активность нефтей.
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.

Слайд 112

Сведения о составе и количестве микроэлементов нефти необходимы и геологам для решения

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.

Слайд 113

4. КЛАССИФИКАЦИИ НЕФТИ

4. КЛАССИФИКАЦИИ НЕФТИ

Слайд 114

ВИДЫ КЛАССИФИКАЦИЙ

ХИМИЧЕСКАЯ
ГЕОХИМИЧЕСКАЯ (ГЕНЕТИЧЕСКАЯ)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ (ПРОМЫШЛЕННАЯ, ТОВАРНАЯ)

ВИДЫ КЛАССИФИКАЦИЙ ХИМИЧЕСКАЯ ГЕОХИМИЧЕСКАЯ (ГЕНЕТИЧЕСКАЯ) ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ (ПРОМЫШЛЕННАЯ, ТОВАРНАЯ)

Слайд 115

ПАРАФИНОВЫЕ
ПАРАФИНО-НАФТЕНОВЫЕ
НАФТЕНОВЫЕ
ПАРАФИНО-НАФТЕНО-АРОМАТИЧЕСКИЕ
НАФТЕНО-АРОМАТИЧЕСКИЕ
АРОМАТИЧЕСКИЕ

4.1 ХИМИЧЕСКИЕ КЛАССИФИКАЦИИ

КЛАССИФИКАЦИЯ ГРОЗНИИ

ПАРАФИНОВЫЕ ПАРАФИНО-НАФТЕНОВЫЕ НАФТЕНОВЫЕ ПАРАФИНО-НАФТЕНО-АРОМАТИЧЕСКИЕ НАФТЕНО-АРОМАТИЧЕСКИЕ АРОМАТИЧЕСКИЕ 4.1 ХИМИЧЕСКИЕ КЛАССИФИКАЦИИ КЛАССИФИКАЦИЯ ГРОЗНИИ

Слайд 116

КЛАССИФИКАЦИЯ ПЕТРОВА Ал.А.

К категории А относят нефть в том случае, если на

КЛАССИФИКАЦИЯ ПЕТРОВА Ал.А. К категории А относят нефть в том случае, если
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.

4.2 ГЕНЕТИЧЕСКИЕ КЛАССИФИКАЦИИ

Слайд 118

4.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ КЛАССИФИКАЦИИ

4.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ КЛАССИФИКАЦИИ

Слайд 120

Действующая технологическая классификация по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких

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

Классы нефти

Слайд 121

По плотности, а при поставке на экспорт — дополнительно по выходу фракций

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.

Слайд 122

Типы нефти

Типы нефти

Слайд 123

По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1—3

Группы нефти

По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1—3 Группы нефти

Слайд 124

Виды нефти
По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды

Виды нефти По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды

Слайд 125

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы

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:

Слайд 126

В терминах физической химии нефть можно определить как многокомпонентную смесь сложного состава,

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.

5 НЕФТЬ КАК ДИСПЕРСНАЯ СИСТЕМА

Слайд 127

Зависимость плотности и вязкости бинарных углеводородных систем от мольной доли компонентов

Бинарные углеводородные

Зависимость плотности и вязкости бинарных углеводородных систем от мольной доли компонентов Бинарные
системы: 2,2 – диметилпентан - гексадекан (а), бензол-декан (б), гексан-додекан (в), циклогексан-толуол (г)

Слайд 128

Дисперсные системы – гетерогенные системы, состоящие из двух или более фаз с

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.

Слайд 129

Нефть - это сложная многокомпонентная смесь, которая в зависимости от внешних условий

Нефть - это сложная многокомпонентная смесь, которая в зависимости от внешних условий
проявляет свойства молекулярного раствора или дисперсной системы

Слайд 130

Надмолекулярные структуры имеют размеры 10-4 – 10-9 м, отличаются от макромолекул ВМС

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

Слайд 131

Основные понятия физико-химической механики нефтяных дисперсных систем

Основные понятия физико-химической механики нефтяных дисперсных систем

Слайд 132

Цель физико-химической механики – установление закономерностей образования пространственных структур в дисперсных системах,

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).

Слайд 133

Сложная структурная единица

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

Сложная структурная единица 1 - ядро; 2 - сольватная оболочка; 3 - промежуточный слой
слой

Слайд 134

ССЕ могут образовывать свободнодисперсные системы (золи) и связаннодисперсные системы (гели).
В свободнодисперсной

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.

Слайд 135

Под структурно-механической прочностью НДС понимается ее способность сопротивляться действию внешних сил. Чем

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.

Слайд 136

Структурно-механическую прочность НДС оценивают степенью отклонения структурной вязкости μmax от динамической вязкости

Структурно-механическую прочность НДС оценивают степенью отклонения структурной вязкости μmax от динамической вязкости
μmin.

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

Слайд 137

Под кинетической устойчивостью НДС понимается способность дисперсной фазы сохранять в течение определенного

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.

Слайд 138

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.

Слайд 139

Область условий, при которых нефтяная система является молекулярной, зависит от ее химического

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.

Слайд 140

1.Удаление из системы углеводородов, являющихся растворителями надмолекулярных структур.
2. Введение в нефтяную

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

Причины возникновения нефтяных систем, содержащих ССЕ

Слайд 141

1 - радиус ядра надмолекулярной структуры;
2 - толщина сольватного слоя;
3 -

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

ХАРАКТЕРИСТИКИ ОБРАТИМОЙ НЕФТЯНОЙ ДИСПЕРСНОЙ СИСТЕМЫ

Слайд 142

Процессами физического агрегирования можно управлять изменением следующих факторов:
температура;
давление;
отношение

Процессами физического агрегирования можно управлять изменением следующих факторов: температура; давление; отношение структурирующихся
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.

Слайд 143

6 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ

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

6 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ Плотность Молекулярная масса Вязкость Температура застывания Поверхностное натяжение
свойства

Слайд 144

6.1 ПЛОТНОСТЬ

Лабораторная работа

6.1 ПЛОТНОСТЬ Лабораторная работа

Слайд 145

6.2 МОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССА

Молярная масса - важнейшая характеристика нефти. Средняя молярная масса многих

6.2 МОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССА Молярная масса - важнейшая характеристика нефти. Средняя молярная масса
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.

Слайд 146

Войновым показано, что для парафиновых углеводородов средний молекулярный вес (Мср) зависит от

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

Кривые разгонки нефти

Слайд 147

Молярная масса - величина аддитивная и для смеси различных фракций может быть

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.

Слайд 148

При экспериментальном определении молекулярной массы нефти пользуются криоскопическим и эбулиоскопическим методами.
При

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 (Δt) и рассчитывают молекулярную массу (М) по формуле

Слайд 149

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ НЕФТИ

Криоскопия (от греч. kryos – холод, мороз, лед,

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.

Слайд 150

1883 г., французский химик Ф. М. Рауль сделал открытие:
понижение температуры замерзания,

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.

Слайд 151

Для многих многокомпонентных смесей закон Рауля выполняется с достаточной точностъю при молярной

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

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

Слайд 152

Криоскопическая постоянная характеризует понижение температуры замерзания, вызываемое 1 молем растворенного вещества (6,02∙1023

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:

М = а·К / ∆t

Слайд 153

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

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

Слайд 154

Недостатки криоскопического метода:
закон Рауля применим к разбавленным растворам;
в применяемых растворителях

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.

Слайд 155

Прибор Бекмана

Прибор Бекмана

Слайд 157

6.3 ВЯЗКОСТЬ

Лабораторная работа

6.3 ВЯЗКОСТЬ Лабораторная работа

Слайд 158

6.4 ТЕМПЕРАТУРА ЗАСТЫВАНИЯ

Температура, при которой нефть в стандартных условиях теряет подвижность, называется

6.4 ТЕМПЕРАТУРА ЗАСТЫВАНИЯ Температура, при которой нефть в стандартных условиях теряет подвижность,
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.

Слайд 159

Температура застывания нефтей изменяется в широких пределах: от — 62 до +35

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.

Слайд 160

На температуру застывания нефти и нефтепродукта существенное влияние оказывает содержание парафинов, способных

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.

Слайд 161

6.5 ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ

Лабораторная работа

6.5 ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ Лабораторная работа

Слайд 162

6.6 ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ

Лабораторная работа

6.6 ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ Лабораторная работа

Слайд 163

6.7 ТЕМПЕРАТУРА ВСПЫШКИ, ВОСПЛАМЕНЕНИЯ И САМОВОСПЛАМЕНЕНИЯ

Температурой вспышки называется минимальная температура, при которой

6.7 ТЕМПЕРАТУРА ВСПЫШКИ, ВОСПЛАМЕНЕНИЯ И САМОВОСПЛАМЕНЕНИЯ Температурой вспышки называется минимальная температура, при
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.

Слайд 164

По температуре вспышки нефтепродукты делятся на легковоспламеняющиеся и горючие.
К легковоспламеняющимся относятся

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.

Слайд 165

Температура вспышки связана с температурой кипения исследуемого вещества. Для индивидуальных углеводородов эта

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.

Слайд 166

Температурой воспламенения называется минимальная температура, при которой пары испытуемого продукта при внесении

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.

Слайд 167

Температурой самовоспламенения называется минимальная температура, при которой пары нефтепродуктов в смеси с

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.

Слайд 168

По температурам вспышки, воспламенения и самовоспламенения оценивают пожаро- и взрывоопасность нефти и

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

Слайд 169

6.8 РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Представим, что к противоположным сторонам кубика приложена касательная сила F.

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

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

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

Слайд 170

Существуют две модели жидкости:
модель идеальной жидкости
модель вязкой жидкости

Существуют две модели жидкости: модель идеальной жидкости модель вязкой жидкости

Слайд 171

Жидкие среды, для описания которых модель вязкой жидкости не подходит, называются неньютоновскими.

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 τ0;
б) жидкости не обладающие начальным напряжением сдвига τ0.

Слайд 172

Для неньютоновских вязких жидкостей вводится понятие кажущейся вязкости.
Вязкость неньютоновской жидкости не является

Для неньютоновских вязких жидкостей вводится понятие кажущейся вязкости. Вязкость неньютоновской жидкости не
постоянной величиной, а зависит от величины напряжения сдвига:
μ* ≠ const, μ* = f (τ, dυ/dr, T)

Слайд 173

1

3

2

4

dV

dr

τ0

τ0

τp

τ

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

1 3 2 4 dV dr τ0 τ0 τp τ 1 -
- вязкопластичная жидкость

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

Слайд 174

t2

t1

t2 > t1

dV

dr

μ*

Скорость сдвига, с-1

Зависимость кажущейся вязкости неньютоновской жидкости
от скорости сдвига

t2 t1 t2 > t1 dV dr μ* Скорость сдвига, с-1 Зависимость
и температуры

Слайд 175

Температура, оС

S = 20c-1

30c-1

40c-1

50c-1

0

20

25

30

35

40

10

20

30

μ*

Зависимость кажущейся вязкости неньютоновской жидкости от температуры и скорости

Температура, оС S = 20c-1 30c-1 40c-1 50c-1 0 20 25 30
сдвига

Слайд 176

τ

μ1

μ2

μ3

Т = const

μ*

Напряжение сдвига

Кривая эффективной вязкости нефти

Способность к самопроизвольному восстановлению структуры после

τ μ1 μ2 μ3 Т = const μ* Напряжение сдвига Кривая эффективной
ее разрушения называется тиксотропией.

Слайд 177

Тиксотропные свойства нефти зависят от:
содержания, химического состава, дисперсного состояния высокомолекулярных парафинов

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.

Слайд 178

II. ГАЗ

II. ГАЗ

Слайд 179

7. Ресурсы и месторождения природного газа

Мировые извлекаемые запасы газа оцениваются в 113

7. Ресурсы и месторождения природного газа Мировые извлекаемые запасы газа оцениваются в
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 %.

Слайд 180

Уникальных (с запасом более 1 трлн. м3) месторождений природного газа в мире

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

Слайд 181

Углеводородные газы принято подразделять (классифицировать) в зависимости от происхождения на следующие группы:

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.

7.1 КЛАССИФИКАЦИИ ГАЗОВ

Слайд 182

Состав газа, % об.

Состав газа, % об.

Слайд 183

Газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений представляют собой смесь предельных углеводородов.
Газ

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.

Слайд 184

Нефтяной газ является важным источником углеводородного сырья. До недавнего времени попутный газ

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.

Слайд 185

Газоконденсатные залежи — это скопления в недрах газообразных углеводородов, из которых при

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).

Слайд 186

Продукция газовой промышленности:
1. Природные и нефтяные газы
2. Газообразные чистые углеводороды
3.

Продукция газовой промышленности: 1. Природные и нефтяные газы 2. Газообразные чистые углеводороды
Жидкие смеси углеводородов
4. Твердые продукты газопереработки

Слайд 187

ОСОБЕННОСТИ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ГАЗОВ РАЗЛИЧНОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ

ОСОБЕННОСТИ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ГАЗОВ РАЗЛИЧНОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ

Слайд 188

Для дополнительной характеристики химического состава газов и прогноза типа залежей используют различные

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;

Слайд 189

Классификация природных газов по содержанию полезных компонентов

(В.И.Старосельский)

Классификация природных газов по содержанию полезных компонентов (В.И.Старосельский)

Слайд 190

Азот – наиболее наиболее распространенный неуглеводородный компонент природного газа. Среднее содержание N2

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.

НЕУГЛЕВОДОРОДНЫЕ КОМПОНЕНТЫ ГАЗОВ

Слайд 191

Диоксид углерода – обычно его содержание коррелирует с содержанием сероводорода. В малосернистых

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.

Слайд 192

Природные газы могут содержать ртуть в промышленных концентрациях. Содержание ртути изменяется в

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.

Слайд 193

По содержанию серосодержащих компонентов горючие газы делятся на:
- слабосернистые с содержанием сероводорода

По содержанию серосодержащих компонентов горючие газы делятся на: - слабосернистые с содержанием
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.

Слайд 194

НЕФТЕЗАВОДСКИЕ ГАЗЫ

При нагревании нефти до высокой температуры тяжелые углеводороды разлагаются (крекируются) с

НЕФТЕЗАВОДСКИЕ ГАЗЫ При нагревании нефти до высокой температуры тяжелые углеводороды разлагаются (крекируются)
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.

Слайд 195

Состав углеводородных газов процессов переработки нефти, %

Состав углеводородных газов процессов переработки нефти, %

Слайд 196

Направление использования газа зависит от его состава. Газ каталитического крекинга, богатый бутиленами

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.

Слайд 197

Из нефтезаводских газов на газофракционирующих установках (ГФУ) получают следующие углеводородные фракции (чистотой

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.

Слайд 198

Из газов, содержащих непредельные углеводороды, выделяются следующие фракции:
пропан-пропиленовая — сырье для

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.

Слайд 199

КАМЕННОУГОЛЬНЫЕ ГАЗЫ

В углях различных марок содержится газ, основным компонентом которого является метан.

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

Слайд 200

СОСТАВ КАМЕННОУГОЛЬНЫХ ГАЗОВ

По мере превращения бурых углей в каменные, а последних в

СОСТАВ КАМЕННОУГОЛЬНЫХ ГАЗОВ По мере превращения бурых углей в каменные, а последних
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.

Слайд 201

Газовая зональность угольных месторождений

Газовая зональность угольных месторождений

Слайд 202

Глубины границ этих зон в разных месторождениях каменного угля неодинаковы и зависят

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.

Слайд 203

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

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

Слайд 204

Состав газов в газовых скоплениях каменноугольных месторождений

Состав газов в газовых скоплениях каменноугольных месторождений

Слайд 205

Содержание тяжелых углеводородов в газах угольных пластов Донбасса

Содержание тяжелых углеводородов в газах угольных пластов Донбасса

Слайд 206

ГАЗОНОСНОСТЬ КАМЕННЫХ УГЛЕЙ

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

ГАЗОНОСНОСТЬ КАМЕННЫХ УГЛЕЙ Газоносность углей, т. е. количество газа, приходящееся на единицу
угля.

Нарастание газоносности горючей массы угля с глубиной (Донбасс)

Слайд 207

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

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.

Слайд 208

СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Знание свойств и поведения природного газа позволяет рационально решать

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.

Слайд 209

СПОСОБЫ ВЫРАЖЕНИЯ СОСТАВА СМЕСЕЙ И СВЯЗЬ МЕЖДУ НИМИ

Массовая доля – масса

СПОСОБЫ ВЫРАЖЕНИЯ СОСТАВА СМЕСЕЙ И СВЯЗЬ МЕЖДУ НИМИ Массовая доля – масса
i-го компонента, отнесенная к общей массе системы:


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

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

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

Слайд 214

7.2.1 ПЛОТНОСТЬ ГАЗОВ

Плотность газовой смеси, как аддитивное свойство, можно рассчитать по составу

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

где yi = Ni или vi в долях единицы;
ρi - плотность компонента газа.

Слайд 217

7.2.3 ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ

Вязкостью или внутренним трением жидкости или газа называется свойство, проявляющееся

7.2.3 ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ Вязкостью или внутренним трением жидкости или газа называется свойство,
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:

S - площадь, к которой приложена
сила F.

Слайд 218

Относя силу к единице площади,

из уравнения Ньютона получаем тангенциальное напряжение:

откуда

Эта величина

Относя силу к единице площади, из уравнения Ньютона получаем тангенциальное напряжение: откуда
называется коэффициентом вязкости, коэффициентом внутреннего трения, динамической вязкостью или просто вязкостью.

Слайд 219

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

Пуаз —

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:

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.

Слайд 220

1– гелий, 2– воздух, 3– азот,
4– углекислый газ,
5- сероводород, 6-

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

Температура, оС

Вязкость, спз

ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ ПРИ АТМОСФЕРНОМ ДАВЛЕНИИ

Слайд 222

ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ ПРИ ПОВЫШЕННЫХ ДАВЛЕНИЯХ

ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ ПРИ ПОВЫШЕННЫХ ДАВЛЕНИЯХ

Слайд 223

Зависимость вязкости метана от давления и температуры

Вязкость, спз

Давление, ат

Зависимость вязкости метана от давления и температуры Вязкость, спз Давление, ат

Слайд 224

Зависимость вязкости этилена от давления и температуры

Давление, ат

Вязкость, спз

Зависимость вязкости этилена от давления и температуры Давление, ат Вязкость, спз

Слайд 225

Зависимость вязкости этана от температуры и давления

Температура, оС

Вязкость, мпз

Зависимость вязкости этана от температуры и давления Температура, оС Вязкость, мпз

Слайд 226

Зависимость вязкости пропана от температуры и давления

Вязкость, спз

Температура, оС

Зависимость вязкости пропана от температуры и давления Вязкость, спз Температура, оС

Слайд 227

ВЯЗКОСТЬ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

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

ВЯЗКОСТЬ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Относительная плотность: а – 0,6; б – 0,7; в
1,0

Температура, К

Слайд 228

РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ПРИ АТМОСФЕРНОМ ДАВЛЕНИИ

РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ПРИ АТМОСФЕРНОМ ДАВЛЕНИИ

Слайд 229

В аналитическом виде зависимость вязкости индивидуальных газов и паров от температуры (при

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

μ - вязкость газа при заданной температуре Т;
μо - 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.

Слайд 230

Вязкость газовой смеси (природный газ, нефтяной газ) при атмосферном давлении можно рассчитать,

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

μсм - вязкость смеси газов;
μi - вязкость i – го компонента;
Ni - молярная доля i – го компонента;
Mi - молярная масса i – го компонента.

Вязкость смеси газов не обладает свойством аддитивности.

Слайд 231

РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

Слайд 232

Отношение вязкостей, μ / μат

Отношение вязкости при высоком давлении к вязкости при

Отношение вязкостей, μ / μат Отношение вязкости при высоком давлении к вязкости
атмосферном давлении,

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.

Слайд 233

КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

Критической принято называть такую температуру, выше

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:

Слайд 234

Некоторые физико-химические свойства компонентов природного газа

Некоторые физико-химические свойства компонентов природного газа

Слайд 235

АНАЛИЗ ГАЗОВ МЕТОДОМ ХРОМАТОГРАФИИ

Газовая хроматография как эффективный метод разделения и анализа

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.

Слайд 236

Любую разновидность хроматографии можно определить как динамический метод разделения смеси веществ, основанный

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.

Слайд 237

Принципиальная схема проведения газохроматографического анализа
В хроматографическую колонку, содержащую неподвижную фазу, непрерывно

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.

Слайд 239

Времена выхода компонентов, отсчитываемые от момента ввода пробы до момента регистрации вершины

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.

Слайд 240

Принципиальная схема газового хроматографа

Принципиальная схема газового хроматографа

Слайд 241

1 - система подготовки газов; 2 - дозирующее устройство; 3 - колонка;

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.

Слайд 242

В практике наибольшее значение приобрел и имеет до настоящего времени самое широкое

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.

Слайд 243

Принципиальная схема хроматографа с детектором по теплопроводности

Принципиальная схема хроматографа с детектором по теплопроводности

Слайд 244

Хроматографы «Кристалл», «Кристаллюкс-4000М»

Хроматографы «Кристалл», «Кристаллюкс-4000М»
Имя файла: Химия-нефти-и-газа.pptx
Количество просмотров: 42
Количество скачиваний: 0