Природный газ и нефть

1. Природный газ и нефть

Преподаватель
Дучко Мария Александровна,
ассистент кафедры ХТТ

2.

Нефть и газ – это природные образования, часто образующие
совместные месторождения, в которых газ частично растворен в
нефти под давлением, и, наоборот, в газовой фазе присутствует
некоторое количество паров углеводородов С5-С6.

3. Природные газы

Природный газ – это смесь углеводородных и неуглеводородных соединений
и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе.
Состав природных газов
• Углеводороды – алканы CnH2n+2 и циклоалканы CnH2n.
• Неуглеводороды – N2, СО2, Н2S, меркаптаны RSH, ртуть.
• Инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.
Классификация природных газов
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений – сухой газ (на 98%
состоит из СН4), практически свободный от тяжелых углеводородов.
Попутные газы, добываемые вместе с нефтью – смесь сухого и жирного
газов (кроме СН4 содержат до 50% С2 С4).
Растворенные в нефти газы.
Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений – сухой газ и
жидкий углеводородный конденсат. Углеводородный конденсат состоит из
большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить
бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые
масляные фракции.

4. Использование природного газа

1. Топливо
газ
газовый бензин (газолин)- смесь легких жидких
углеводородов, получаемая из попутных газов
2. Сырье для химической промышленности – производство
спиртов, каучука, синтетических волокон и др.
На нефтяном промысле
Выработка электроэнергии.
Повышение нефтеотдачи (сайклинг-процесс).
Сжигание на факеле.

5. Основные реакции CH4

хлорирование:
CH4 + Cl2 CH3Cl + HCl
хлористый метил
CH3Cl + Cl2 CH2Cl2 + HCl
хлористый метилен
CH2Cl2 + Cl2 CHCl3 + HCl
хлороформ
CHCl3 + Cl2 CCl4 + HCl
четыреххлористый углерод
нитрование (действие рз. HNO3)
нитропарафины
окисление:
CH4 + O2 CH3OH
метанол
CH4 + O2 HCOH + H2O
формальдегид
крекинг:
CH4 C + 2H2 (t=10000C, без O2) сажа
2CH4 C2H2 + 3H2 (t=15000C)
ацетилен
конверсия (получение синтез-газа CO+H2):
CH4 + H2O CO + 3H2
синтез-газ
CH4 + 2H2O CO2 + 4H2
синтез-газ

6. Гипотезы происхождения нефти

Минеральная гипотеза
Все гипотезы минерального происхождения нефти объединяет идея
синтеза углеводородов, кислород-, серо- и азотсодержащих компонентов
нефти из простых исходных веществ – С, СО, СО2, СН4, Н2, Н2О и
радикалов при высоких температурах и взаимодействии продуктов
синтеза с минеральной частью глубинных пород.
Схема процесса по Менделееву:
2FeC+3H2O=Fe2O3+C2H6
В общем виде MCx+xH2O=MOx+(CH2)x
По Кудрявцеву:
CO+3H2=CH4+H2, далее идет полимеризация радикалов =СН”, -СН2”,
CH3”.
Органическая гипотеза
Ломоносов, Энглер, Зелинский
Нефть образуется в результате воздействия повышенной температуры
на биогенное органическое вещество осадочных пород.
Генетическая классификация (по соотношению остатков высших и низших
растений в составе нефти)
сапропелито-гумитовые нефти
сапропелевые
гумито-сапропелевые

7. Фракционный состав нефти

Нефть легко разделяется на фракции по температурам
кипения. В процессе перегонки при постепенно повышающейся
температуре компоненты нефти отгоняются в порядке
возрастания их температур кипения.
Фракции нефти:
a. бензиновая
tкип<2000C
b. лигроиновая
tкип=150-2000C
c. керосиновая
tкип=180-3000C
d. газойлевая
tкип=250-3500C
Остаток атмосферной перегонки нефти – мазут. Далее мазут
подвергают вакуумной перегонке. Фракции мазута различаются
по вязкости. Остаток после перегонки мазута – гудрон.

8. Перегонка нефти

9. Состав нефти

Нефть представляет собой смесь углеводородов различного состава.
Элементный состав нефти:
углерод 83-87%,
водород 12-14%,
сера 1-2%, кислород, азот.
Групповой состав нефти: парафины (алканы), нафтены
(циклоалканы), ароматика, смолистоасфальтеновые вещества (САВ).
Классификация нефтей по групповому составу
парафиновые
парафино-нафтеновые
нафтеновые
парафино-нафтено-арматические
нафтено-ароматические
ароматические

10.

Углеводороды нефти
Алканы
• Алканы нормального строения
• Алканы разветвленного строения
• Изопреноидные алканы
Циклоалканы (нафтены)
• Моноциклические
• Бициклические
• Трициклические
• Тетрациклические
• Пентрациклические
Ароматические углеводороды (арены)
• Моноциклические
• Бициклические трициклические
• Ароматические стераны
• Ароматические тритерпеноиды

11. Гетероатомы нефти

o S (0,1-4% масс.) входит в состав нефти в виде
элементарной серы, H2S, меркаптанов, сульфидов,
тиофенов.
o N (0,02-0,6% масс.)входит в состав нефти в виде
гетероциклов или ароматического амина (пиридин, анилин,
пиррол).
o O (1-2% масс.)входит в состав нефти в различных
функциональных группах (кислоты, спирты, кетоны, эфиры).
o Смолистоасфальтеновые вещества (САВ)
дисперсионная среда (нефть)
переходная зона
смолистые вещества
асфальтены (ядро)

12. Технические классификации нефти

• Сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов
широкого
физико-химического
состава,
которая
содержит
растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и
служит основным сырьем для, смазочных масел, битумов и кокса.
• Товарная нефть - нефть, подготовленная к поставке потребителю в
соответствии с требованиями действующих нормативных и
технических документов, принятых в установленном порядке.
В товарной нефти определяют следующие показатели:
• Плотность,
• Массовая доля серы
• Массовая доля воды
• Массовая доля механических примесей
• Концентрация хлористых солей.

13.

По содержанию серы
Класс
нефти
1
2
3
4
Наименование
малосернистая
сернистая
высокосернистая
особо
высокосернистая
Массовая доля
серы, %
до 0,60 включ.
от 0,61 >> 1,80
>>1,81 >> 3,50
св.3,50
Метод испытания
ГОСТ 1437
ГОСТ Р 51947
ГОСТ 19221
По плотности
Наименование
параметра
1
2
3
4
830,1 – 850,0
834,6 – 854,0
850,1 – 870,0
854,5 – 874,4
870,1 – 895,0
874,5 – 899,3
Более 895,0
Более 899,3
20оС
15оС
0
Не более 830,0
Не более 834,5
Плотность, кг/м3, при
температуре:
Норма для нефти типа

14.

По содержанию парафинов
Содержание
парафинов, %
Тип нефти
≤1,5
Низкопарафинистые нефти
Среднепарафинистые
1,5-6,0
>6,0
Высокопарафинистые нефти
По степени подготовки
Наименование параметра
Норма для нефти группы
1
2
3
Массовая доля воды, %,
не более
0,5
0,5
1,0
Концентрация хлористых
солей, мг/дм3 ,не более
100
300
900
Массовая доля
механических примесей, %,
не более
0,05
0,05
0,05
Давление насыщенных
паров,
кПа (мм рт. ст.),не более
66,7
500
66,7
500
66,7
500