Состав нефти и газа. Методы их исследования

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 08 Апреля 2012 в 08:13, реферат

Описание

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

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

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

Содержание

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

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

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

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

Работа состоит из  1 файл

реферат.docx

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

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

 

 

 

 

1.5 Содержание  механических примесей

 

Присутствие мехпримесей  объясняется условиями залегания  нефти и способами их добычи.

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

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

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

 

Таблица №1 Содержание механических примесей

Механические примеси, %

Повторяемость, %

Воспроизводимость, %

До 0.01

0.0025

0.005

Св. 0.001 до 0.1

0.005

0.01

Св. 0.1 до 1.0

0.01

0.02

Св. 1.0

0.1

0.20


 

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

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

 

1.6 Содержание  серы

 

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

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

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

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

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

 

 

Таблица №2 Сходимость и воспроизводимость метода определения серы

Массовая доля серы, %

Сходимость, %

Воспроизводимость, %

До 1.0

0.05

0.20

Св. 1.0 до 2.0

0.05

0.25

Св. 2.0 до 3.0

0.10

0.30

Св. 3.0 до 5.0

0.10

0.45


 

 

1.7   Содержание парафина

 

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

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

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

 

 

2 Состав природных газов

 

Природные газы подразделяют на три группы:

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

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

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

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

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

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

 

2.1 Горючие компоненты

 

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

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

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

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

 

 

2.2 Негорючие компоненты

 

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

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

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

 

2.3 Вредные примеси

 

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

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

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

 

 

2.4 Особенности природных газов

 

Природный газ является высокоэффективным  энергоносителем и ценным химическим сырьем. Он имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:

  • стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива;
  • производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля;
  • отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления людей при утечках газа;
  • при газовом отоплении городов и населенных пунктов гораздо меньше загрязняется воздушный бассейн;
  • при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД;
  • высокие температуры в процессе горения (более 2000 °С) и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлива.

Природный газ как промышленное топливо имеет следующие технологические  преимущества:

  • при сжигании требуется минимальный избыток воздуха;
  • содержит наименьшее количество вредных механических и химических примесей, что позволяет обеспечить постоянство процесса горения;
  • при сжигании газа можно обеспечить более точную регулировку температурного режима, чем при сжигании других видов топлива, это позволяет экономить топливо;
  • газовые горелки можно располагать в любом месте печи, что позволяет улучшить процессы теплообмена и обеспечить устойчивый температурный режим;
  • при использовании газа отсутствуют потери от механического недогорания топлива;
  • форма газового пламени сравнительно легко регулируется, что позволяет в случае необходимости быстро обеспечить высокую степень нагрева в нужном месте.

Вместе с тем газовому топливу присущи и некоторые  отрицательные свойства. Смеси, состоящие из определенного количества газа и воздуха, являются пожаро- и взрывоопасными. При внесении в такие смеси источника огня и высоконагретого тела происходит их возгорание (взрыв). Горение газообразного топлива возможно только при наличии воздуха, в котором содержится кислород, причем процесс возгорания (взрыва) происходит при определенных соотношениях газа и воздуха.

Информация о работе Состав нефти и газа. Методы их исследования