Файл: 1. Нефть и нефтяные месторождения. Гипотезы происхождения нефти. Современные представления об образовании нефти и газа.docx

№1. Нефть и нефтяные месторождения. Гипотезы происхождения нефти. Современные представления об образовании нефти и газа.

Нефть - полезное ископаемое, представляющее из себя маслянистую жидкость. В химии нефть - это сложная смесь углеводородов с примесью различных соединений, например, серы, азота и других.

Нефтяные месторождении классифицируется на:

Мелкие (до 10 млн тонн нефти);

Средние (10—100 млн тонн нефти);

Крупные (100—1000 млн тонн нефти);

Крупнейшие (1—5 млрд тонн нефти);

Уникальные (5 млрд тонн нефти и более).

Гипотезы происхождения нефти и газа:

• 
  Космическая гипотеза нефти.– углеводороды образовались на стадии формирования Земли.
  
• 
  Органическая гипотеза образования нефти из органического вещества осадочных пород
  
• 
  Минеральное происхождение веществ – сформировалась в ходе химических реакций, происходящих на больших глубинах при высоких температурах и давлении.
  
• 
  Магматическая гипотеза нефть образуется в магме в небольших количествах, а после поднимается по разломам и трещинам, заполняя пористые песчаники
  

Современные представления об образовании нефти и газа:

при нагревании сапропелевых сланцев до 150—170°С начинается слабое термическое разложение органического вещества, приводящее к повышению выхода экстрактивных веществ; при 200°С их образуется заметно больше, а при 370—400°С после нагревания в течение 1 часа уже до 60—80 % органического вещества сланца переходит в растворимое состояние. Образуется много асфальтово-смолистых веществ, содержащих все основные классы нефтяных углеводородов, а также газы (СО₂, СН₄, H₂S) и пирогенетическая вода.

№2. Элементный и фракционный состав нефтей.

Элементный

Основными элементами, входящими в состав нефти являются:

1. 
   Углерод – 83-87%
   
2. 
   Водород – 11,5-14%
   
3. 
   Сера
   
4. 
   Кислород 3- 6 не превышает 3-4% и зависит от возраста и
   
5. 
   Азот происхождения залежей.
   
6. 
   Микроэлементы (металлы и неметаллы)
   

---

Нефти сильно различаются по содержанию углеводородов.

Фракционный

Определяется при лабораторной перегонке, в процессе которой при постепенно повышающейся темп-ре из нефти отгоняют части – фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания.
Фракции, выкипающие до 350ºC, при давлении, несколько превышающем атмосф-ное, называются светлые дистилляты.

При атмосф-ой перегонке:

• 
  н.к.(начало кипения) - 140ºC – бензиновая фракция
  
• 
  140-180 ºC – лигроиновая фракция (тяжелая нафта)
  
• 
  140-220 ºC (180-240 ºC) – керосиновая фракция
  
• 
  180-350 ºC (220-350 ºC, 240-350 ºC) – дизельная фракция
  

Остаток после отбора светлых дистиллятов называется мазутом. Его разгоняют под вакуумом, при этом в зависимости от направления переработки нефти получают:

Для получения топлив

350-500 ºC – вакуумный газойль (вакуумный дистиллят)

> 500 ºC – вакуумный остаток (гудрон)

Для получения масел

300-400 ºC - легкая масляная фракция (трансформаторный дистиллят)

400-450 ºC– средняя масляная фракция (машинный дистиллят)

450-490 ºC – тяжелая масляная фракция (цилиндровый дистиллят)

> 490 ºC – гудрон

Мазут и полученные из него фракции называют темными.

№3. Плотность. Определение. Диапазон плотностей нефти. Факторы, влияющие на величину плотности нефти. Расчет плотности нефти при изменении температуры. Относительная плотность нефти. Стандартные методы определения плотности: ареометрический, пикнометрический, с помощью лабораторного цифрового измерителя плотности жидкостей.

Для нефтей и узких фракций плотность принято выражать абсолютной и относительной величиной

Абсолютная плотность – масса единицы объёма, измеряется в кг/м3 или г/см3 при нормально температуре (20^оС)



Относительная плотность – величина безразмерная, представляет собой отношение плотностей нефтепродукта и воды при определённых температурах:

,

В России приняты t_н=20^оС, t_в=4^оС(ρ=1)

В США t_н= t_в=60

---

^оF=15,6^оС
Плотность нефти изменяется в пределах 730 - 1040 кг/м³.
Зависимость абсолютной плотности от температуры



Плотность у нефтей и нефтепродуктов зависит от:

• 
  Химического состава
  
• 
  Фракционного состава (чем тяжелее, тем больше)
  
• 
  От содержания смолисто-асфальтеновых веществ
  
• 
  От количества растворенного газа
  
• 
  От глубины залегания (чем глубже, тем меньше)
  

Экспериментальные способы определения плотности нефти:

---

№6. Давление насыщенных паров (ДНП). Методы определения ДНП (расчетные, графические, экспериментальные).

ДНП-давление паровой фазы топлива, находящегося в динамическом равновесии с жидкой фазой топлива, измеренной в стандартных условиях.
Методы:

Расчетные

формула Ашворта:



Графические:

1) График Кокса, построенный для индивидуальных углеводородов (парафиновых). В то же время, он может с успехом применяться в технологических расчетах и для узких нефтяных фракций

2) График Максвелла -для пересчета давления насыщенных паров углеводородов и их смесей в зависимости от температуры.

3) Диаграмма UОР-используют в технологических расчетах для пересчета температур кипения нефтепродукта с глубокого вакуума на атмосферное давление.

4) Метод изучения изотерм - исследование зависимости между P и V насыщенного пара при постоянной температуре. В точке насыщения изотерма должна иметь излом, превращаясь в прямую.

Экспериментальные

1. 
   Статический метод- основан на измерении Pнас жидкости при заданной температуре в условиях равновесия.
   

2. 
   Динамический метод:
   

Динамический метод основан на измерении температуры кипения жидкости при определенном давлении.

3. 
   Метод насыщения движущегося газа:
   

Через жидкость пропускается инертный газ и насыщается парами, после чего поступает в холодильник, где поглощенные пары конденсируются. Зная количество газа и поглощенной жидкости, а также их молекулярные веса, можно подсчитать упругость насыщенных паров жидкости.

4. 
   Хроматографический метод
   

Определение ДНП основано на полном хроматографическом анализе жидкости и подсчёте суммы парциальных давлений всех компонентов смеси.


№7. Температура застывания. Процессы, происходящие при охлаждении нефти. Влияние химического состава нефти на температуру застывания. Практическое значение температуры застывания. Определение температуры застывания.

---

Температура застывания — самая низкая температура, при которой нефть обладает подвижностью

Процессы, происходящие при охлаждении нефти

Помимо увеличения вязкости, понижение температуры нефтепродуктов сопровождается образование в них кристаллов льда, парафинов и бензола. Это приводит к ряду нежелательных последствий:

• 
  уменьшение подвижности
  
• 
  образование пробок в топливопроводах
  
• 
  забивание фильтров
  

Влияние химического состава нефти на температуру застывания

Температура кристаллизации углеводородов, как правило, повышается по мере увеличения их молекулярной массы и температуры кипения.

Наиболее высокая температура кристаллизации наблюдается у углеводородов с симметричным строением молекул. Сильноразветвленные алканы, а также содержащие несколько алкильных заместителей, не кристаллизуются, а переходят в аморфное состояние.

Практическое значение температуры застывания

Температура застывания нефтепродукта имеет большое практическое значение при товаротранспортных операциях при низких температурах, а также при использовании нефтепродуктов в зимних условиях. Температура застывания нефтепродуктов для транспорта имеет большое существенное значение. Легко застывающие нефтепродукты чрезвычайно трудно, перекачивать по трубопроводам или опорожнять сливом наполненные ими цистерны.

Определение температуры застывания

Температура застывания - температура, при которой охлаждаемая в пробирке фракция не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45 градусов.
Методика определения температуры застывания

Сущность методов заключается в предварительном нагревании образца испытуемого нп с последующим охлаждением его с заданной скоростью до температуры, при которой образец остается неподвижным

---