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 № 34
скачать (4654.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc4655kb.10.09.2012 10:58скачать

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)*t2=(7*10,8-21,5)+(0,76-0,04*10,8)*150+(0,0003*10,8-0,00245)*1502=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)*t2=(7*12,2-21,5)+(0,76-0,04*12,2)*465+(0,0003*12,2-0,00245)*4652=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 15С

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/м3

Найдем плотность газа при заданных условиях

=(26,586/22,4)*(273*0,78/273+130)=6,271 кг/м3

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/м3;

отн=0,920; г=6,271 кг/м3
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(T0)=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=218С.

По формуле Войнова найдем среднюю молекулярную массу смеси:

М=60+0,3*143+0,001*1432=123 г/моль,

по формуле Крэгга найдем относительную плотность смеси

1515=0,758,

найдем абсолютную плотность при 20С

420=(0,758+5*0,00831)=762кг/м3

Ответ:

tкип5=218С;

М=123 г/моль;

=762 кг/м3
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(T0)=3,150. Отсюда найдем t=239С.

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/м3

Ответ:tкип1=239С; М=189,2 г/моль; =838 кг/м3
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(t0)=14,095, тогда f(t)=18,631. Отсюда найдем t=277С.

По формуле Войнова найдем М=60+0,3*168+0,001*1682=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/м3

Ответ:

tкип9,2=277С;

М=138,6 г/моль;

=785 кг/м3
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(t0) для Р=6,2 f(t0)=19,303.

Найдем t0=298С.

По формуле Войнова найдем среднюю молекулярную массу смеси

М=60+0,3*298+0,001*2982=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/м3

Ответ:

tкип1=298С;

М=238 г/моль;

=872 кг/м3
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: tкип10,5218С

Для задачи 6 по графику Кокса tкип5217С, (погрешность 0,4%).

Для задачи 7 по графику Кокса tкип1240С, (погрешность 0,4%)

Для задачи 8 по графику Кокса tкип9,2275С, (погрешность 0,7%)

Для задачи 9 по графику Кокса tкип1288С, (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 382С, поправка 27С, средняя температура кипения данной фракции при атмосферном давлении 382-27=355С.

Ответ: tкип=355С.
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 0С =550мм2/с, при 40°С =170 мм2/с, при 110°С =44 мм2/с.

для фракции В вязкость при 0С =300мм2/с, при 40°С =50 мм2/с, при 110°С =8 мм2/с.
Задание 13. Для нефтяных фракций А и В из задания 12 определить номограммы Молина- Гурвича:


Найдем вязкости фракций по номограмме Семенидо:

При 20°С вязкость фракции А=290 мм2/с, фракции В =110 мм2

При 50°С вязкость фракции А=130 мм2/с, фракции В =34 мм2

При 100°С вязкость фракции А=50 мм2/с, фракции В =10 мм2


Ответ: - при 20С вязкость смеси =130 мм2/с; вязкости соответствует состав смеси с вязкостью 181 мм2 /с , фракции А =43%, фракции В =57%

- при 50С вязкость смеси =58 мм2/с; вязкости 98 мм2 соответствует состав смеси с вязкостью 181 мм2/с , фракции А =83%, фракции В =17%

- при 100С вязкость смеси =29 мм2/с; вязкости 16 мм2 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:

По результатам расчета

a=rNa+rK=194,52+12,82=207,34

b=r Mg2++r Ca2+=208,33+60,00=268,33

d=r Cl-+r SO42-=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:

S1= (Cl-+SO42-)*2=(7,41+9,85)*2=17,27*2=34,53

Первичная щелочность, составят процент-эквивиаленты ионов щелочных металлов, оставшиеся после образования S1, с равным им количеством процент-эквивалентов ионов слабых кислот.

A1 =(Na++K+)-S1/2=(20,45+1,35)-34,52/2=9,04

Вторичная соленость отсутствует, т.к. ионы сильных кислот израсходованы на первичную соленость т.е. S2=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.

А2=(( НCО3--(А1/2))*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-/rSO42-

r(Na++K+)-rCl-/rSO42-=(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 rHCO3-/rCl- и rHCO3-/rSO42-

rHCO3-/rCl-=311,48/70,52=4,42

rHCO3-/rSO42-=311,48/93,75=3,32

т.к. оба отношения больше единицы – вода относится к группе гидрокарбонатных вод.

Определим величины соотношений r(Na++K+)/rCа2+ и r(Na++K+)/rMg+

r(Na++K+)/rCа2+=(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 А2S1A1, доминирующей характеристикой Пальмера является первичная щелочность А2 а следовательно вода относится к классу А2.

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

Класс - 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

По результатам расчета

a=rNa+rK)=107,18+30,43=137,61

b=r Mg2++r Ca2+=190+183,33=373,33

d=r Cl-+r SO42-=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:

S1= (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. A1 = 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:

S2=(( Cl-+ SO42-)-( S1/2))*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.

A2=(( Ca2++ Mg2+)-(S2/2))*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+)/rMg2+

rCl--r(Na++K+)/ rMg2+=(253,88-107,18-30,43)/183,33=0,63

т.е меньше единицы, значит рассматриваемая вода относится к хлормагниевым.

с) определим величины соотношений rHCO3-/rSO42-=204,92-114,58=1,78 (>1), rHCO3-/rCl- =204,92-253,88=1,0 (=1),значит вода относится к группе гидрокарбонатных вод, класс А2

д) подгруппа кальциевых (rCa2+/rMg2+=190/183,3=1,03 (>1), rCa2+/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

30
















60





2+















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 С2—С4 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:

СН4 + 02 -> С + 2Н2О.

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:

СН4+Сl2->СН3Сl + НСl,

хлористый метил

СН4 + 2Сl2 ->СН2Сl12 + 2НСl,

хлористый метилен

СН4 + ЗСl2->СНСl3 + ЗНСl,

хлороформ

СН4 + 4Сl2->ССl4 + 4НСl.

четырех-хлористый углерод

Аналогично при реакции с бромом получают бромзамещенные производные метана.

Метан служит также сырьем для получения синиль­ной кислоты

2СН4 + 2NH3 + 302-> 2HCN + 6Н2О,

[Pt-Ro], 1000-1100С

а также для производства сероуглерода C2S, нитрометана CH3NO2, 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+, Са2+, Mg2+ Cl-, SO-, HCQ-, СО2-, 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 — NO3-, NH4- , 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 (Нп) обусловливается содержанием сульфатов и хлоридов Са и Mg, временная жесткость (Нвр) — 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 = Нп + 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:

н2он+ +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-, SO2-, НСО3-, СО32-, Са2+, Mg2+. Содержание Na+ + K+ вычисляют затем по разности между суммой миллиграмм-эквивалентов анионов (Сl- + SO4- + НСО3- + СОз-) и суммой миллиграмм-эквивалентов катионов (Са2+ + Mg2+). 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

CrO4- + 2Ag+ -> Ag2CrO4.

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

SO42- + Ва2+ ->  BaSO4-

Определение заканчивают, вычисляя по массе образо­вавшегося осадка содержание иона SО4- 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:

СО32- + Н+ -> НСО3-

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».

НС03- + Н+ -> Н2СО3.

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 Са2+ и Mg2+ является применяемый сейчас повсеместно трилонометрический ме­тод, основанный на способности трилона-Б (двузамещенной натриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты) образовывать с ионами Са2+ и Mg2+ 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 Са2+ и Mg2+, окрашивают ее соответственно в голубой, сиреневый и сиренево-синий цвет. Вода, содер­жащая Са2+ и Mg2+, 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 NН4ОН и NH4Cl.

Общее количество ионов Са2+ и Mg2+ 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 Са2+ и Mg2+. Содержание иона Са2+ 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 Mg2+ вычисляют но разности между общим содержа­нием (Ca2+Mg2+) и содержанием Са2+. Определению мешает наличие в исследуемой воде ионов окисного и закисного железа, алюминия, марганца, меди, цинка, кото­рые необходимо до проведения анализа удалить из воды.

Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации