Контрольная работа по дисциплине Химия нефти и газа, ПГТУ, Кафедра Химические технологии топлива и углеродных материалов (ТТУМ), вариант № 34 - файл n1.doc
Контрольная работа по дисциплине Химия нефти и газа, ПГТУ, Кафедра Химические технологии топлива и углеродных материалов (ТТУМ), вариант № 34скачать (4654.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc
Министерство образования и науки Российской Федерации.
Федеральное агентство по образованию.
Государственное образовательное учреждение высшего образования.
Пермский Государственный Технический Университет.
Кафедра «Химические технологии топлива
и углеродных материалов» (ТТУМ).
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА.
По дисциплине «Химия нефти и газа»
Выполнил
: Куреев М.А.
Группа – РНГМу-07-01з
Преподаватель: Федотов К.В.
Пермь 2010 г.
Вариант № 34 ФИО:
Куреев М.А.Задание I. Смесь нефтяных фракций имеющих следующие характеристики массу
G кг; среднюю молекулярную массу
М г/моль: плотность
р кг/м3. Бензина
G = 1300,
М= 106,
р = 726;
керосина
G = 3850,
М= 166,
р= 813;
легкого газойля
G = 2650,
М = 226,
р= 861;
тяжелого газойля
G = 3700,
М = 286,
р = 892;
мазута G = 2550,
М = 346,
р=913.
Найти: массовый, мольный и объемный состав смеси с точностью до 1 -ой десятой процента. Ответ представить в виде таблицы.
Ответ:Gсм=14050 кг
Компонент | Массовая доля % | Число килограм-молей кмоль | Мольная доля % | Объем м3 | Объемная доля % |
Бензин | 9,3% | 12,264 | 18,2% | 1,791 | 10,8% |
Керосин | 27,4% | 23,193 | 34,4% | 4,736 | 28,6% |
Легкий газойль | 18,9% | 11,726 | 17,4% | 3,078 | 18,6% |
Тяжелый газойль | 26,3% | 12,937 | 19,2% | 4,148 | 25,1% |
Мазут | 18,1% | 7,370 | 10,9% | 2,793 | 16,9% |
Сумма | 100% | 67,490 | 100% | 16,545 | 100% |
Задание 2. Газовая смесь находится при следующих условиях давление
Р - 5,2
атм, температура Т=145
°С. Компоненты газовой смеси при этих условиях имеют следующий объем
м3: азот 80, углекислый газ 320, сероводород 195, метан 1150, этан 1400, пропан 3850, изо-бутан 3350 и н-бутан 2150. Найти: общую массу смеси, массовый и мольный состав смеси с точностью до 1-ой десятой процента. Ответ представить в виде таблицы.
Ответ: G смеси =86700 кг.
Компонент. | Объем Vн м3 | Нормальный объем Vн н. м3 | Кол-во молей моль. | Молярная масса газа кмоль | Масса компонента. кг. | Мольная доля % | Массовая доля % |
Азот | 80 | 271,694 | 12,129 | 14,067 | 170,6 | 0,6% | 0,2% |
Углекислый газ | 320 | 1086,775 | 48,517 | 44,010 | 2135,2 | 2,6% | 2,5% |
Сероводород | 195 | 662,254 | 29,565 | 34,076 | 1007,5 | 1,6% | 1,2% |
Метан | 1150 | 3905,598 | 174,357 | 16,043 | 2797,1 | 9,2% | 3,2% |
Этан | 1400 | 4754,641 | 212,261 | 30,069 | 6382,5 | 11,2% | 7,4% |
Пропан | 3850 | 13075,263 | 583,717 | 44,096 | 25739,6 | 30,8% | 29,7% |
Изо-бутан | 3350 | 11377,177 | 507,910 | 58,123 | 29521,1 | 26,8% | 34,0% |
Н-бутан | 2150 | 7301,770 | 325,972 | 58,123 | 18946,4 | 17,2% | 21,9% |
Сумма | 12495 | 42435,172 | 1894,427 | 45,766 | 86700,0 | 100,0% | 100,0% |
Задание 3. Найти среднюю молекулярную массу нефтяных фракций по их физическим характеристикам; начало кипения н.к. °С, конец кипения к.к. °С, характеристический фактор К, абсолютная плотность при 20°С
р кг/м3 Фракция
А н.к. = 130, к.к. = 170,
К = 10,8; фракция
В н.к. = 490, к.к. = 440.
К = 12,2; фракция
С = 755; фракция
D = 905. Определить среднюю молекулярную массу смеси этих фракций, если они смешиваются:
в мольном соотношении
A/B/C/D как 4/9/7/1;
в массовом соотношении
A/B/C/D как 8/2/3/6;
в объемном соотношении
A/B/C/D как 5/3/4/8.
Решение:
Найдем среднюю молекулярную массу фракции А по формуле Войнова:
М=(7*К-21,5)+(0,76-0,04*К)*t+(0,003K-0,00245)*t
2=(7*10,8-21,5)+(0,76-0,04*10,8)*150+(0,0003*10,8-0,00245)*150
2=121,075
Найдем среднюю молекулярную массу фракции B по формуле Войнова:
М=(7*К-21,5)+(0,76-0,04*К)*t+(0,003K-0,00245)*t
2=(7*12,2-21,5)+(0,76-0,04*12,2)*465+(0,0003*12,2-0,00245)*465
2=452,012
Найдем относительные плотности фракций С и D
1515=
204+5*0,000831=0,755+0,004155=0,7592
1515=
204+5*0,000633=0,905+0,003165=0,9082
Найдем среднюю молекулярную массу фракции С по формуле Крэга:
М=(44,29*
1515)/(1,03-
1515)= (44,29*0,7592)/(1,03-0,7592)=124,141
Найдем среднюю молекулярную массу фракции D по формуле Крэга:
М=(44,29*
1515)/(1,03-
1515)= (44,29*0,9082)/(1,03-0,9082)=330,140
Найдем среднюю молекулярную массу 1 смеси:
М=(4/21)*121,075+(9/21)*452,012+(7/21)*124,141+(1/21)*330,140=273,883
Найдем среднюю молекулярную массу 2 смеси:
М=1/(8/19/121,075+2/19/452,012+3/19/124,141+6/19/330,140)=168,381
Найдем среднюю молекулярную массу 3 смеси, (предварительно найдя по формуле Крэгга плотности фракций А и В):
М=1/((5/20)*0,750*121,075+(3/20)*0,935*452,012+(4/20)*0,755*124,141+(8/20)*0,905*330,140)=
=239,707
Ответ:
Фракция. | Начало кипения (н.к.) С | Конец кипения (к.к) °С | Характеристический фактор К | Абсолютная плотность при 20°С р420 кг/м3 | Средняя температура кипения. | Средняя молекулярная масса. г/моль | Относительная плотность при 15°С р1515 |
А | 130 | 170 | 10,8 | 750 | 150 | 121,075 | 0,754 |
В | 440 | 490 | 12,2 | 935 | 465 | 452,012 | 0,938 |
С |
|
|
| 755 |
| 124,141 | 0,759 |
D |
|
|
| 905 |
| 330,140 | 0,908 |
Смесь |
|
|
|
|
|
|
|
мольная 4/9/7/1 |
|
|
|
|
| 273,883 |
|
массовая 8/2/3/6 |
|
|
|
|
| 168,381 |
|
объемная 5/3/4/8 |
|
|
|
|
| 239,707 |
|
Задание 4. По физическим характеристикам нефтяных фракций: фракция
А °АР1 = 61,5; фракция
В °АР1 = 22; фракция
С р = 745
кг/м3; фракция
D р = 900
кг/м3. Найти среднюю молекулярную массу смеси этих фракций, плотность смеси при температуре 20°С и плотность смеси при температуре
t = 76°С, если они смешиваются:
в объемном соотношении
A/B/C/D как 4/2/5/7;
в массовом соотношении
A/B/C/D как 5/3/4/2;
в мольном соотношении
A/B/C/D как 4/2/7/5.
Решение:
Найдем плотности фракций при 15С
Для A
1515=141,5/(API+131,5)= 141,5/(61,5+131,5)=0,733
Для В
1515=141,5/(API+131,5)= 141,5/(22+131,5)=0,922
Для С
1515=
204+5*=0,745+5*0,000844=0,749
Для D
1515=
204+5*=0,900+5*0,000633=0,903
Найдем средние молекулярные массы фракций по формуле Крэга:
Для A М=(44,29*0,733)/(1,03-0,733)=109,391
Для В М=(44,29*0,922)/(1,03-0,922)=377,419
Для С М=(44,29*0,749)/(1,03-0,749)=118,181
Для D М=(44,29*0,903)/(1,03-0,903)=315,380
Найдем абсолютную плотность для фракций при Т=76°С
Для A
76=
20-(76-20)=0,728-0,00087*(76-20)=0,680
Для В
76=
20-(76-20)=0,918-0,00062*(76-20)=0,870
Для С
76=
20-(76-20)=0,745-0,000844*(76-20)=0,696
Для D
76=
20-(76-20)=0,900-0,00087*(76-20)=0,851
Найдем среднюю молекулярную массу 1 смеси:
М=1/((4/18)*0,729*109,391+(2/18)*0,919*377,419+(5/18)*0,745*118,181+(7/18)*0,900*315,380)=
=216,825
Найдем среднюю молекулярную массу 2 смеси:
М=1/((5/14)*109,391+(3/14)*377,419+(4/14)*118,181+(2/14)*315,380)=
=149,184
Найдем среднюю молекулярную массу 3 смеси:
М=(4/18)*109,391+(2/18)*377,419+(7/18)*118,181+(5/18)*315,380=199,809
Ответ:
Фракция. | PI | Абсолютная плотность при 20°С кг/м3 | Относительная плотность при 15°С кг/м3 | Средняя молекулярная масса. г/моль | Абсолютная плотность при Т=76°С кг/м3 |
А | 61,5 | 728,876 | 0,733 | 109,391 | 680,156 |
В | 22 | 918,789 | 0,922 | 377,419 | 870,069 |
С | | 745,000 | 0,749 | 118,181 | 696,280 |
D | | 900,000 | 0,903 | 315,380 | 851,280 |
Смесь | | |
| | |
4/2/5/7 объемная | | 821,004 |
| 216,825 | 779,676 |
5/3/4/2 массовая | | 790,228 |
| 149,184 | 748,900 |
4/2/7/5 мольная | | 839,554 |
| 199,809 | 798,226 |
Задание 5. Найти абсолютную и относительную плотность газа при нормальных условиях
(t = 0°С,
Р = 1
атм), а также плотность этого газа при температуре
t = 130°С и давлении
Р = 0,78
МПа. Состав газа
мас.% следующий: азот 2, углекислый газ 3, сероводород 1, метан 37, этан 18. пропан 15, изо-бутан 7, н-бутан 8, н-пентан 9.
Решение:
Найдем молекулярные массы газов смеси.
Найдем среднюю молекулярную массу смеси
М=(2+3+1+37+18+15+7+8+9)/(2/28+3/44+1/34+37/16+18/30+15/44+7/58+8/58+9/112)=26,586
Найдем относительную плотность газа
отн=26,586/28,9=0,920
Найдем абсолютную плотность газа
абс=26,586/22,4=1,187 кг/м
3 Найдем плотность газа при заданных условиях
=(26,586/22,4)*(273*0,78/273+130)=6,271 кг/м
3 Состав газа | % | Молекулярная масса газа. г/моль | Относительная плотность при н.у. (0°С, Р=1 атм) | Абсолютная плотность при н.у (0°С, Р=1 атм) кг/м3 | Абсолютная плотность при 130°С, Р-0,78 МПа кг/м3 |
Азот | 2 | 28 | | | |
Углекислый газ | 3 | 44 | | | |
Сероводород | 1 | 34 | | | |
Метан | 37 | 16 | | | |
Этан | 18 | 30 | | | |
Пропан | 15 | 44 | | | |
Изо-бутан | 7 | 58 | | | |
Н-бутан | 8 | 58 | | | |
Н-пентан | 9 | 112 | | | |
Сумма | 100 | 26,586 | 0,920 | 1,187 | 6,271 |
Ответ:
Молекулярная масса газа 26,586 г/моль.
абс=1,187 кг/м
3;
отн=0,920;
г=6,271 кг/м
3 Задание 6. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю температуру кипения 143°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при давлении
Р = 5,0
атм.? Расчет провести по методу Ашворта. Найти молекулярную массу и абсолютную плотность фракции.
Решение:
Найдем f(T
0)=1250/((143+273)
2+108000)-307,6)
1/2=4,617,
тогда f(T)=4,617*(1-0,7/2,68)=3,413.
Отсюда найдем Т=218С.
По формуле Войнова найдем среднюю молекулярную массу смеси:
М=60+0,3*143+0,001*143
2=123 г/моль,
по формуле Крэгга найдем относительную плотность смеси
1515=0,758,
найдем абсолютную плотность при 20С
420=(0,758+5*0,00831)=762кг/м
3 Ответ:
t
кип5=218С;
М=123 г/моль;
=762 кг/м
3 Задание 7. Узкая нефтяная фракция при давлении
Р = 9,0
атм. имеет среднюю температуру кипения 368°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при атмосферном давлении ? Расчет провести по методу Ашворта. Найти молекулярную массу и абсолютную плотность фракции.
Найдем f(T)=2,029, тогда f(T
0)=3,150. Отсюда найдем t=239С.
По формуле Войнова найдем М=189,2 г/моль, по формуле Крэгга
1515=0,835, учитывая что абсолютная плотность при н.у. совпадает с относительной найдем
420=838 кг/м
3 Ответ:t
кип1=239С; М=189,2 г/моль; =838 кг/м
3 Задание 8. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю температуру кипения 168°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при давлении
Р = 0,92
МПа? Расчет провести по методу Максвелла. Найти молекулярную массу и абсолютную плотность фракции.
Найдем f(t
0)=14,095, тогда f(t)=18,631. Отсюда найдем t=277С.
По формуле Войнова найдем М=60+0,3*168+0,001*168
2=138,6 г/моль,
по формуле Крэгга
1515=0,781,
учитывая что абсолютная плотность при н.у. совпадает с относительной найдем
420=(0,781+5*0,000792)=785 кг/м
3 Ответ:
t
кип9,2=277С;
М=138,6 г/моль;
=785 кг/м
3 Задание 9. Узкая нефтяная фракция при давлении
Р = 0,62
МПа имеет среднюю температуру кипения 396°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при атмосферном давлении ? Расчет провести по методу Максвелла. Найти молекулярную массу и абсолютную плотность фракции.
Найдем f(t)
f(t)= (37*396)/(396+273)=21,901,
тогда f(t
0) для Р=6,2 f(t
0)=19,303.
Найдем t
0=298С.
По формуле Войнова найдем среднюю молекулярную массу смеси
М=60+0,3*298+0,001*298
2=238 г/моль,
по формуле Крэгга
1515=(44,29*238)/(1,03-238)=0,868
учитывая что абсолютная плотность при н.у. совпадает с относительной найдем
420=(0,868+5*0,000686)=872 кг/м
3 Ответ:
t
кип1=298С;
М=238 г/моль;
=872 кг/м
3 Задание 10. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю температуру кипения 115°С. Какую среднюю температуру кипения будет иметь эта фракция при давлении 8000
мм рт. ст.? Для решения использовать
график Кокса. Также по номограмме решите задачи № 6, 7, 8, 9 сравните получившиеся результаты.
(Письменно!). 




















Ответ: t
кип10,5218С
Для задачи 6 по графику Кокса t
кип5217С, (погрешность 0,4%).
Для задачи 7 по графику Кокса t
кип1240С, (погрешность 0,4%)
Для задачи 8 по графику Кокса t
кип9,2275С, (погрешность 0,7%)
Для задачи 9 по графику Кокса t
кип1288С, (погрешность 1%)
Задание 11. Узкая нефтяная фракция при остаточном давлении 0,5
мм рт. ст. имеет среднюю температуру кипения 170°С. Какова средняя температура кипения данной фракции при атмосферном давлении? Для решения использовать
номограмму UOP. 


Температура по номограмме UOP 382С, поправка 27С, средняя температура кипения данной фракции при атмосферном давлении 382-27=355С.
Ответ: tкип=355С.
Задание 12. Фракция А при температуре 10°С имеет вязкость 400
мм2/с, а при температуре 90
°С ее вязкость 60
мм2/с. Фракция
В при температуре 10°С имеет вязкость 180
мм2/с, а при температуре 90°С ее вязкость 12,5
мм2/с. Найти вязкости этих фракций при температурах 0°С, 40°С и 110°С. Для решения использовать
номограмму Семенидо. 



























Ответ: для фракции А вязкость при 0С =550мм
2/с, при 40°С =170 мм
2/с, при 110°С =44 мм
2/с.
для фракции В вязкость при 0С =300мм
2/с, при 40°С =50 мм
2/с, при 110°С =8 мм
2/с.
Задание 13. Для нефтяных фракций
А и
В из
задания 12 определить
номограммы Молина- Гурвича:
вязкость смеси этих фракций при температуре 20°С, если они смешиваются в количестве 20 об.% фракций А и 80 об.% фракций В; при той же температуре найти состав смеси этих фракций при котором вязкость смеси будет равна 181 мм2 /с;
вязкость смеси этих фракций при температуре 50°С, если они смешиваются в количестве 40 об% фракций А и 60 об.% фракций В; при той же температуре найти состав смеси этих фракций при котором вязкость смеси будет равна 98 мм2/с;
вязкость смеси этих фракций при температуре 100°С, если они смешиваются в количестве 70 об. % фракций А и 30 об% фракций В; при той же температуре найти состав смеси этих фракций при котором вязкость смеси будет равна 16 мм2/с.
Найдем вязкости фракций по номограмме Семенидо:
При 20°С вязкость фракции А=290 мм
2/с, фракции В =110 мм
2/с
При 50°С вязкость фракции А=130 мм
2/с, фракции В =34 мм
2/с
При 100°С вязкость фракции А=50 мм
2/с, фракции В =10 мм
2/с
Ответ: - при 20С вязкость смеси =130 мм
2/с; вязкости соответствует состав смеси с вязкостью 181
мм2 /с , фракции А =43%, фракции В =57%
- при 50С вязкость смеси =58 мм
2/с; вязкости 98
мм2/с соответствует состав смеси с вязкостью 181
мм2/с , фракции А =83%, фракции В =17%
- при 100С вязкость смеси =29 мм
2/с; вязкости 16
мм2/с соответствует состав смеси с вязкостью 181
мм2/с , фракции А =30%, фракции В =70%















Задание 14. Классифицируйте пластовую воду по классификациям Пальмера и Сулина изобразите ее солевой состав на колонке Роджерса. Если содержание ионов воде в
мг/л составляет: хлор иона 2500; сульфат иона 4500; гидрокарбонат иона 19000; иона кальция 1200; иона магния 2500; иона калия 500 и иона натрия 4474.
Так как классификация по Сулину выполняется на основе классификации по Пальмеру, то сначала классифицируем данную воду по классификации Пальмера:
Определим эквивалентную концентрацию ионов в воде и занесем получившийся результат в таблицу
Ионы. | Концентрация ионов. |
мг/л. | мг-экв. | %-экв |
Cl- | 2500 | 70,52 | 7,41 |
SO42- | 4500 | 93,75 | 9,85 |
HCO3- | 19000 | 311,48 | 32,74 |
Ca2+ | 1200 | 60,00 | 6,31 |
Mg2+ | 2500 | 208,33 | 21,90 |
Na+ | 4474 | 194,52 | 20,45 |
K+ | 500 | 12,82 | 1,35 |
сумма |
| 880,54 | 100 |
Определим характеристики данной воды по классификации Пальмера:
По результатам расчета
a=rNa+rK=194,52+12,82=207,34
b=r Mg
2++r Ca
2+=208,33+60,00=268,33
d=r Cl
-+r SO
42-=70,52+93,75=164,27
Так как d<а – вода I класса,
В данной воде сумма процент-эквивалентов ионов щелочных металлов больше чем сумма процент-эквивалентов сильных кислот сильных кислот, следовательно первичную соленость составят все процент-эквиваленты сильных кислот с равным им количеством процент-эквивалентов щелочных металлов.
Первичная соленость этой воды равна:
S
1= (Cl
-+SO
42-)*2=(7,41+9,85)*2=17,27*2=34,53
Первичная щелочность, составят процент-эквивиаленты ионов щелочных металлов, оставшиеся после образования S
1, с равным им количеством процент-эквивалентов ионов слабых кислот.
A
1 =(Na
++K
+)-S
1/2=(20,45+1,35)-34,52/2=9,04
Вторичная соленость отсутствует, т.к. ионы сильных кислот израсходованы на первичную соленость т.е. S
2=0
Вторичную щелочность данной воды составят процент-эквиваленты ионов слабых кислот, оставшиеся в избытке после их соединения с процент-эквивалентами ионов щелочных металлов, с равным им количеством процент-эквивалентов ионов щелочноземельных металлов.
А
2=(( НCО
3--(А
1/2))*2=(32,74-9,04/2)*2=(32,74-4,53)*2=28,21*2=56,42
Классифицируем данную воду по классификации Сулина:
а) подсчитаем коэффициент r(Na
++K
+)/rCl
-. Для рассматриваемой воды он равен
r(Na
++K
+)/rCl
-=(194,52+12,82)/70,52=2,94
т.е больше единицы. Значит рассматриваемая вода относится к типу гидрокарбонатно-натриевых или к типу сульфатно-натриевых.
б) определим величину соотношения r(Na
++K
+)-rCl
-/rSO
42- r(Na
++K
+)-rCl
-/rSO
42-=(194,52+12,82-70,52)/93,75=1,46
т.е больше единицы, значит рассматриваемая вода относится к типу гидрокарбонатно-натриевых.
Определим величину соотношения rHCO
3-/rCl
- и rHCO
3-/rSO
42- rHCO
3-/rCl
-=311,48/70,52=4,42
rHCO
3-/rSO
42-=311,48/93,75=3,32
т.к. оба отношения больше единицы – вода относится к группе гидрокарбонатных вод.
Определим величины соотношений r(Na
++K
+)/rCа
2+ и r(Na
++K
+)/rMg
+ r(Na
++K
+)/rCа
2+=(20,45+1,35)/6,31=3,46
r(Na
++K
+)/rMg
+=(20,45+1,35)/21,90=0,995
т.к. отношение к rMg
+ меньше единицы, вода относится к подгруппе магниевых вод.
Запишем формулу воды по Пальмеру А
2S
1A
1, доминирующей характеристикой Пальмера является первичная щелочность А
2 а следовательно вода относится к классу А
2.
Получившиеся результаты нанесем на колонку Роджерса:
Ответ: 50 |
|
|
|
|
| 100 |
|
|
|
|
|
|
| 90 |
|
40 |
|
|
|
|
| 80 |
|
| Mg2+ |
| HCO3- | A2 |
| 70 |
|
30 |
|
|
|
|
| 60 |
|
|  |
|
|
|
| 50 |
|
20 | Na+ K+ |
|
|
|
| 40 |
|
|
|  | SO42- | S1 |
| 30 |
|
10 |
|
|
|
|
| 20 |
|
| Ca2+  |  | Cl- |
|
| 10 |
|
|
|
|
| А1 |
| 0 |
|
Характеристика пластовой воды по Пальмеру Вода I класса А2=56,42 S1=34,53 А1=9,04 | Характеристика пластовой воды по Сулину Тип – I сульфатно-натриевый Группа – гидрокарбонатных вод К ласс - А2 Подгруппа - магниевых |
Задание 15. Классифицируйте пластовую воду по классификациям Пальмера и Сулина изобразите ее солевой состав на колонке Роджерса. Если содержание ионов воде в
мг/л составляет: хлор иона 9000; сульфат иона 5500; гидрокарбонат иона 12500; иона кальция 3800; иона магния 2200; иона калия 700 и иона натрия 4180.
Ионы. | Концентрация ионов. |
мг/л. | а.е.м | мг-экв. | %-экв |
Cl- | 9000 | 35,45 | 253,88 | 22,15 |
SO42- | 5500 | 48,00 | 114,58 | 10,00 |
HCO3- | 12500 | 61,00 | 204,92 | 17,87 |
Ca2+ | 3800 | 20,00 | 190,00 | 16,57 |
Mg2+ | 2200 | 12,00 | 183,33 | 15,99 |
Na+ | 4180 | 23,00 | 107,18 | 15,85 |
K+ | 700 | 39,00 | 30,43 | 1,57 |
Сумма | | | 1084,33 | 100,00 |
Определим характеристики данной воды по классификации Пальмера:
По результатам расчета
a=rNa+rK)=107,18+30,43=137,61
b=r Mg
2++r Ca
2+=190+183,33=373,33
d=r Cl
-+r SO
42-=253,88+114,58=368,46
Так как a
В данной воде сумма процент-эквивалентов ионов щелочных металлов меньше чем сумма процент-эквивалентов сильных кислот, следовательно первичную соленость составят все процент-эквиваленты щелочных металлов с равным им количеством процент-эквивалентов сильных кислот.
Первичная соленость этой воды равна:
S
1= (Na
++ K
+)*2=(15,85+1,57)*2=12,69*2=34,84
Так как все процент-эквиваленты ионов щелочных металлов истратились на первичную соленость, то первичная щелочность у данной воды отсутствует, т.е. A
1 = 0.
Вторичная соленость этой воды равна оставшемуся после соединения с ионами щелочных металлов количеству процент-эквивалентов сильных кислот с равным им количеством процент-эквивалентов ионов щелочноземельных металлов:
S
2=(( Cl
-+ SO
42-)-( S
1/2))*2=((22,15+10,00)-(34,84/2))*2=14,74*2=29,48
Вторичную щелочность данной воды составят процент-эквиваленты ионов щелочных металлов, оставшиеся в избытке после их соединения с процент-эквивалентами ионов сильных кислот, с равным им количеством процент-эквивалентов ионов слабых кислот.
A
2=(( Ca
2++ Mg
2+)-(S
2/2))*2=((16,57+15,99)-(29,46/2))*2=17,84*2=35,68
Классифицируем данную воду по классификации Сулина:
а) подсчитаем коэффициент r(Na
++K
+)/rCl
-. Для рассматриваемой воды он равен
r(Na
++K
+)/rCl
-=(107,18+30,43)/253,88=0,54
т.е меньше единицы. Значит рассматриваемая вода относится к типу хлормагниевых или к типу хлоркальциевых.
б) определим величину соотношения rCl
--r(Na
++K
+)/rMg
2+ rCl
--r(Na
++K
+)/ rMg
2+=(253,88-107,18-30,43)/183,33=0,63
т.е меньше единицы, значит рассматриваемая вода относится к хлормагниевым.
с) определим величины соотношений rHCO
3-/rSO
42-=204,92-114,58=1,78 (>1), rHCO
3-/rCl
- =204,92-253,88=1,0 (=1),значит вода относится к группе гидрокарбонатных вод, класс А
2 д) подгруппа кальциевых (rCa
2+/rMg
2+=190/183,3=1,03 (>1), rCa
2+/r(Na
++K
+)=190/(107,18+30,43)=1,38 (>1)
Получившиеся результаты нанесем на колонку Роджерса:
Ответ: 50 |
|
|
|
|
| 100 |
| Na+ K+ |
|
|
|
| 90 |
40 |
|
|
| A2 |
| 80 |
|
|
| Cl- |
|
| 70 |
3 0 |
|
|
|  |
| 60 |
| Cа2+ |  |
|
|
| 50 |
20 |
|
| HCO3- | S1 |
| 40 |
|  |
|
|
|
| 30 |
10 |
|
|
|  |
| 20 |
| Mg2+ |  | SO42- | S2
|
| 10 |
|
|
|
| |
| 0 |
Характеристика пластовой воды по Пальмеру Вода III класса А2=35,68 S1=34,84 S2=29,48
| Характеристика пластовой воды по Сулину Тип – III хлормагниевый Группа – гидрокарбонатных вод Класс - А2 Подгруппа - кальциевых |
Теоретический вопрос №
6. Химический и групповой состав нефтепродуктов и газов нефтепереработки. Применение газа. Значение пластовых вод при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Общие понятия о составе и свойствах пластовых вод. Методы определения солевого состава пластовых вод. Одна из главных областей применения углеводородных газов — это использование их в качестве топлива. Высокая теплота сгорания, удобство и экономичность использования, бесспорно, ставят газ на одно из первых мест среди других видов энергетических ресурсов.
Другой важный вид использования попутного нефтяного газа — его отбензинивание, т. е. извлечение из него газового бензина на газоперерабатывающих заводах или установках. Газ с помощью мощных компрессоров сильно сжимается и охлаждается, при этом пары жидких углеводородов конденсируются, частично растворяя газообразные углеводороды (этан, пропан, бутан, изобутан). Образуется летучая жидкость—нестабильный газовый бензин, который легко отделяется от остальной неконденсирующейся массы газа в сепараторе. После фракционирования — отделения этана, пропана, части бутачов — получают стабильный газовый бензин, который используют как добавку к товарным бензинам, повышающей их испаряемость.
Освобождающиеся при стабилизации газового бензина пропан, бутан, изобутан в виде сжиженных газов нагнетают в баллоны, применяют в качестве горючего. Метан, этан, пропан, бутаны служат также сырьем для нефтехимической промышленности.
После отделения С
2—С
4 из попутных газов оставшийся отработанный газ близок по составу к сухому. Практически его можно рассматривать как чистый метан. Сухой и отработанный газы при сжатии в присутствии незначительных количеств воздуха в специальных установках образуют очень ценный промышленный продукт — газовую сажу:
СН
4 + 0
2 -> С + 2Н
2О.
Газовая сажа
Ее используют главным образом в резиновой промышленности. Пропуская метан с водяным паром над никелевым катализатором при температуре 850° С, получают смесь водорода и окиси углерода — «синтез-газ»
При пропускании этой смеси над катализатором FeO при 450° С окись углерода превращается в двуокись и выделяется дополнительное количество водорода:
Полученный водород применяют для синтеза аммиака и других целей.
При обработке хлором и бромом (галоидировании) метана и других алканов получаются продукты замещения. Например, из метана и хлора можно получить следующие продукты:
СН
4+Сl
2->СН
3Сl + НСl,
хлористый метил
СН
4 + 2Сl
2 ->СН
2Сl1
2 + 2НСl,
хлористый метилен
СН
4 + ЗСl
2->СНСl
3 + ЗНСl,
хлороформ
СН
4 + 4Сl
2->ССl
4 + 4НСl.
четырех-хлористый углерод
Аналогично при реакции с бромом получают бромзамещенные производные метана.
Метан служит также сырьем для получения синильной кислоты
2СН
4 + 2NH
3 + 30
2-> 2HCN + 6Н
2О,
[Pt-Ro], 1000-1100С
а также для производства сероуглерода C
2S, нитрометана CH
3NO
2, который используют как растворитель для лаков.
Этан служит сырьем для производства этилена путем пиролиза. Этилен, в свою очередь, является исходным сырьем для получения окиси этилена, этилового спирта, полиэтилена, стирола и др.
Пропан используют для выработки ацетона, уксусной кислоты, формальдегида и др., бутан — для получения олефинов: этилена, пропилена, бутиленов, а также ацетилена и бутадиена (сырья для синтетического каучука). При окислении бутана образуются ацетальдегид, уксусная кислота, формальдегид, ацетон и др.
Значение пластовых вод при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Из гидрогеологического описания нефтяных месторождений известно, что нефтяные и газовые залежи всегда сопровождаются водой. Вода в разрезе нефтяных месторождений может находиться в одном пласте с нефтью или же занимать самостоятельные пропластки, а иногда мощные пласты. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений классифицируют по их положению относительно нефтеносных или газоносных горизонтов следующим образом:
1) краевые воды, подошвенные воды, воды приконтурной зоны;
2) верхние воды;
3) нижние воды;
4) погребенные, или реликтовые, воды, находящиеся непосредственно в нефтяном пласте и остающиеся неподвижными при движении в нем нефти.
Пластовые воды нефтяных месторождений всегда содержат в растворенном виде в том или ином количестве соли, некоторые органические вещества и газы. Солевой состав вод характерен для определенного горизонта данного месторождения. Следует, правда, отметить, что солевой состав вод в нефтеносном горизонте не одинаков для всех частей структуры (в непосредственной близости с нефтью и газом солевой состав вод обычно иной, чем на крыле структуры). Поэтому к водам одного и того же горизонта относят воды не определенного солевого состава, а некоторого среднего, охватывающего как состав приконтурных и подошвенных вод, так и состав краевых вод, находящихся за контуром нефтеносности.
Пластовые воды — постоянные спутники нефтяных и газовых месторождений — играют большую роль в формировании залежи и процессе ее разработки. Гидрогеологическое изучение характера залегания вод в нефтеносных пластах, выяснение температурного режима, солевого состава вод, их физических свойств могут дать критерии для оценки сохранности или разрушения нефтяных залежей.
Для расчета и прогнозирования процесса разработки залежи большое значение имеет знание физических свойств пластовых вод — их вязкости, плотности, коэффициента термического расширения, объемного коэффициента, коэффициента сжимаемости. При водонапорном режиме разработки залежи напор контурных вод способствует поддержанию давления и более эффективному извлечению нефти. Наряду с этим проникновение в скважины верхних и нижних вод при их плохой изоляции, прорыв подошвенных, контурных вод или нагнетаемой в скважины воды по высокопроницаемым пропласткам создают большие осложнения при эксплуатации нефтяных скважин. Для устранения этих осложнений необходимо учитывать солевой состав и физические свойства вод, проникающих в скважины и содержащихся в отдельных пластах и пропластках. Это же следует знать и при подборе источников воды для заводнения пластов, чтобы избежать осложнений, связанных с выпадением труднорастворимых солевых отложений в скважинах.
Общие понятия о составе и свойствах пластовых вод Природные воды всегда содержат определенное количество примесей и представляют собой сложные многокомпонентные системы. В результате взаимодействия воды с включающими ее породами и газообразными составляющими земной коры часть их переходит в воду, образуя растворы. В природных водах, в том числе в пластовых водах нефтяных и газовых месторождений, могут содержаться следующие компоненты.
1. Вещества, находящиеся в воде в истинно-растворенном состоянии и образующие вследствие электролитической диссоциации ионы. Основными веществами, растворенными в природных водах, являются хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Диссоциируя в воде, указанные соединения образуют ионы Na
+, К
+, Са
2+, Mg
2+ Cl
-, SO
-, HCQ-, СО
2-, называемые главными ионами. Количественные соотношения между этими ионами определяют тип природной воды. Кроме главных ионов, в пластовых водах присутствуют и другие, встречающиеся обычно в малых количествах — NO
3-, NH
4- , Вr
-, I
-, Li
+ и др.
В пластовых водах нефтяных и газовых месторождений может содержаться в растворенном состоянии некоторое количество нефтяных фракций, а также щелочных солей нафтеновых кислот.
2. Газообразные вещества, растворенные в воде. В водах нефтяных и газовых месторождений могут встречаться растворенные углеводородные газы, угле» кислый газ, азот.
3. Вещества, находящиеся в воде в коллоидно-растворенном состоянии,— двуокись кремния, гидраты окислов железа и алюминия.
Систематические гидрохимические исследования проводят на нефтяных и газовых месторождениях от начала разведочных работ до полной их выработки.
При анализе вод для характеристики их свойств принято проводить:
1) определение общей минерализации воды и ее жесткости;
2) определение содержания главных шести ионов для отнесения исследуемой воды к тому или иному типу;
3) определение концентрации водородных ионов;
4) анализ растворенных в воде газов;
5) бактериологический или микробиологический анализ;
6) определение некоторых физических свойств воды — температуры, плотности, запаха, вкуса, цвета, прозрачности, объемного коэффициента, коэффициента термического расширения, вязкости, поверхностного натяжения.
Общая минерализация воды. Одним из основных параметров является общая минерализация воды, под которой понимают общее содержание растворенных в ней солей.
Существует несколько способов выражения концентрации растворимых в воде веществ. Наиболее употребительная форма выражения минерализации — число миллиграмм-эквивалентов солей, находящихся в 1 л воды. Минерализацию воды выражают также в процен-тах, т. е. числом граммов растворенных веществ, содержащихся в 100 г раствора. Такие формы выражения применяют преимущественно для характеристики сильно минерализованных вод. Об общей минерализации воды можно судить по ее плотности. Еще до настоящего времени иногда общую минерализацию воды характеризуют плотностью в градусах Боме. При этом способе измерения плотность нуль градусов шкалы Боме соответствует плотности дистиллированной воды; 15° — плотности 15%-ного раствора хлористого натрия.
Для определения плотности воды
(d) по величине плотности в градусах Боме (Вё °) и решения обратной задачи можно использовать следующие формулы:
d= 144,3/(144,3- Вё°)
Вё°=144,3-144,3/d
По концентрации солей пластовые воды нефтяных месторождений бывают весьма различными — от пресных вод до рассолов, предельно насыщенных солями.
По Вернадскому, природные воды, в зависимости от содержания в них растворенных веществ, подразделяются на три класса:
1) пресные воды с содержанием солей 0,001%—0,1%;
2) минерализованные, или соленые, воды, подразделяющиеся по содержанию солей на солоноватые (0,1— 1%), соленые (1—5%) и минерализованные (0,1—5%);
3) рассольные воды, содержащие 5—35% солей.
Жесткость воды. Жесткость воды обусловливается наличием в ней солей Са и Mg. Различают постоянную, временную и общую жесткость. Постоянная жесткость
(Н
п) обусловливается содержанием сульфатов и хлоридов Са и Mg, временная жесткость (Н
вр) — содержанием их бикарбонатов. При кипячении воды бикарбонаты Са и Mg переходят в нерастворимые карбонаты, выпадают, и вода умягчается. Поэтому временную жесткость называют также устранимой, или карбонатной. Общая жесткость (Н) обусловливается общим содержанием солей Са и Mg:
Н = Н
п + Нвр.
Жесткость воды выражают в градусах. Каждому градусу жесткости, принятому в СССР, соответствует содержание СаО в количестве 10 мг/л или эквивалентное ему количество MgO - 7,1 мг/л. В СССР при оценке жесткости воды в градусах считают воду, имеющую жесткость меньше 10°, мягкой; от 10 до 20° - средней жесткости; от 20 до 30° - жесткой; выше 30° - очень жесткой.
Показатель концентрации водородных ионов. Чтобы правильно судить о химическом составе природной воды, необходимо знать концентрацию в ней водородных ионов.
Согласно теории электролитической диссоциации молекула воды диссоциирует на ион водорода и гидроксила:
н
2он
+ +он-.
Степень диссоциации молекул воды очень мала. Поэтому концентрация недиссоциированной воды в уравнении закона действующих масс может быть принята постоянной, и константа равновесия может быть записана в следующем виде:
к =[h+] [oh-], где [H+] и [ОН
-] — мольные концентрации ионов водорода и гидроксила. Константа K, называемая ионным произведением воды, при t=22°С равна 10
-14. Поскольку молекула воды при диссоциации образует равное число ионов Н+ и ОН
-, концентрация каждого из них в чистой воде будет равна 10
-7:
[Н+] = 10
-7; [ОН
-] = 10
-7.
Если в воду добавить кислоту, то [Н+] —концентрация ионов водорода — возрастет и станет больше 10
-7. Поскольку ионное произведение воды при данной температуре — величина постоянная, [ОН
-] — концентрация ионов гидроксила должна уменьшиться во столько же раз.
Таким образом, постоянство ионного произведения воды позволяет вычислять концентрацию ионов водорода, если известна концентрация ионов гидроксила, и наоборот. Отсюда следует, что кислотность и щелочность водного раствора можно выражать либо через концентрацию ионов Н+, либо через концентрацию ионов ОН
-. На практике для этого обычно пользуются концентрацией ионов Н+. Для нейтрального раствора [Н+] = 10
-7; для щелочного [Н+] < 10
-7; для кислого [Н+] > 10
-7. Чтобы избежать неудобств, связанных с употреблением отрицательных степеней, концентрацию ионов водорода принято выражать через водородный показатель рН, представляющий собой десятичный логарифм концентрации водородных ионов, взятый с обрат ным знаком:
pH=-lg[H+].
С помощью этого показателя реакция водных растворов будет характеризоваться следующим образом: рН =7 - раствор нейтральный; рН > 7 - раствор щелочной; рН < 7- раствор кислый.
Измерение рН проводят либо специальными приборами — рН-метрами, либо колориметрически, пользуясь индикаторами - веществами, придающими воде ту или иную окраску при определенных значениях рН.
Анализ растворенных в воде газов и бактериологический анализ для пластовых вод нефтяных и газовых месторождений проводят эпизодически в специальных случаях.
Методы определения солевого состава пластовых вод При типовом анализе пластовых вод определяют содержание в них следующих шести основных ионов: Сl
-, SO
2-, НСО
3-, СО
32-, Са
2+, Mg
2+. Содержание Na
+ + K
+ вычисляют затем по разности между суммой миллиграмм-эквивалентов анионов (Сl
- + SO
4- + НСО
3- + СО
з-) и суммой миллиграмм-эквивалентов катионов (Са
2+ + Mg
2+). В настоящее время при анализе солевого состава вод приняты следующие методы определения содержания отдельных ионов.
Определение хлор-иона (Сl
-). Содержание хлор-иона в воде определяют объемным методом по Мору. Метод основан на осаждении иона хлора азотнокислым серебром
Сl
- Ag
+ -> AgCl.
Индикатором в этом методе определения служит хромовокислый калий. В конечной точке титрования, при избытке в растворе иона Ag
+, образуется хромат серебра, что вызывает появление красно-бурой окраски
CrO
4- + 2Ag
+ -> Ag
2CrO
4.
Определение хлор-ионов ведут в интервале рН = 6,5-10. Если вода имеет более низкий или более высокий показатель концентрации водородных ионов, ее нейтрализуют либо раствором бикарбоната натрия, либо азотной или серной кислотой с индикатором фенолфталеином. Проведению определения мешает наличие в воде сероводорода, закисного железа, от которых освобождаются предварительной обработкой воды.
Определение сульфат-иона (SO2-) Метод определения основан на малой растворимости сернокислого бария в разбавленном растворе соляной кислоты. Метод заключается в добавлении к исследуемой воде хлористого бария в кислой среде
SO
42- + Ва
2+ -> BaSO
4-
Определение заканчивают, вычисляя по массе образовавшегося осадка содержание иона SО
4- в исследуемой воде.
Определение карбонат-иона СOз- и гидрокарбонат-иона НСО3-. Метод определения основан на титровании пробы воды 0,1 н. растворами серной или соляной кислот. Реакция протекает в две стадии. Первые порции кислоты вступают в реакцию с карбонат-ионом, образуя гидрокарбонат-ион:
СО
32- + Н+ -> НСО
3- По количеству кислоты, пошедшей на титрование, рассчитывают содержание карбонат-иона в исследуемой воде. В конечной точке титрования рН раствора доходит до 8,35. Поэтому эту стадию титрования проводят с индикатором фенолфталеином в присутствии контрольного раствора («свидетеля»). После этого к той же пробе воды, в которой определяли карбонат-ион, добавляют индикатор метиловый оранжевый и титруют воду кислотой до перехода окраски из желтой в розовую в присутствии «свидетеля».
НС0
3- + Н
+ -> Н
2СО
3.
При этом в реакцию вступают гидрокарбонат-ионы, как содержавшиеся в воде, так и образовавшиеся в первой стадии титрования из карбонат-ионов. В конечной точке титрования рН воды станет равным примерно 4, поэтому индикатором служит метиловый желтый или метиловый оранжевый.
При расчете содержания гидрокарбонатов в воде следует из количества кислоты, пошедшей на титрование с метиловым оранжевым, вычесть количество кислоты, идущее на титрование с фенолфталеином.
Определение Са2+ и Mg2+. Наиболее быстрым и точным методом определения Са
2+ и Mg
2+ является применяемый сейчас повсеместно трилонометрический метод, основанный на способности трилона-Б (двузамещенной натриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты) образовывать с ионами Са
2+ и Mg
2+ малодиссоциированные комплексы. В ходе анализа к пробе воды добавляют индикатор, дающий цветные реакции со щелочноземельными металлами. Такими индикаторами могут служить хромоген черный, специальный ЕТ-00, кислотный хром синий К, кислотный хром темно-синий. Эти индикаторы, растворенные в воде, не содержащей ионов Са
2+ и Mg
2+, окрашивают ее соответственно в голубой, сиреневый и сиренево-синий цвет. Вода, содержащая Са
2+ и Mg
2+, в присутствии хромогена черного окрашивается в винно-красный цвет, в присутствии кислотного хрома синего К и кислотного хрома темно-синего - в розово-красный цвет. Вследствие этого при титровании воды трилоном-Б в конечной точке титрования происходит резкое изменение цвета воды из винно-красного в голубой (хромоген черный) или из розово-красного в сиреневый или сиренево-голубой (кислотный хром синий К и кислотный хром темно-синий).
Окраска растворов зависит не только от содержания в воде солей щелочноземельных металлов, но и от рН раствора. Для поддержания рН на уровне 10 в титруемую пробу добавляют буферный раствор, содержащий NН
4ОН и NH
4Cl.
Общее количество ионов Са
2+ и Mg
2+ в титруемом растворе не должно превышать 5 мг-экв. При необходимости исследуемую пробу воды разбавляют. Титрованием воды в присутствии одного из названных выше индикаторов определяют содержание суммы мг-экв ионов Са
2+ и Mg
2+. Содержание иона Са
2+ определяют, титруя воду трилоном-Б в присутствии мурексида (аммониевой соли пурпуровой кислоты). Мурексид образует с ионами кальция малодиссоциированное соединение, прочное при рН = 10, окрашенное в малиновый цвет. Соли магния не дают окраски с мурексидом. Содержание Mg
2+ вычисляют но разности между общим содержанием (Ca
2+Mg
2+) и содержанием Са
2+. Определению мешает наличие в исследуемой воде ионов окисного и закисного железа, алюминия, марганца, меди, цинка, которые необходимо до проведения анализа удалить из воды.