Состав нефти и газа. Методы их исследования

• 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 20^оС. При использовании метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществ осуществляется вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550^оС и выделение парафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус 20^оС.

 

 

2 Состав природных газов

 

Природные газы подразделяют на три группы:

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

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

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

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

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

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

 

2.1 Горючие компоненты

 

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

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

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

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

 

 

2.2 Негорючие компоненты

 

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

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

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

 

2.3 Вредные примеси

 

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

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

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

 

 

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.