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 | 4655kb. | 10.09.2012 10:58 | скачать |
- Смотрите также:
- Пузин Ю.И. Практикум по химии нефти и газа (Документ)
- Шишмина Л.В., Носова О.В. Химия нефти и газа. Лабораторный практикум (Документ)
- Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти (Документ)
- Сафиева Р.З. Химия нефти и газа. Нефтяные дисперсные системы: состав и свойства (Часть 1) (Документ)
- Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. 2001г (Документ)
- Презентация - Состав нефти и её свойства (Реферат)
- Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти (Документ)
- Ответы - Физика и химия нефти и газа (Шпаргалка)
- Презентация - Основные объекты и сооружения магистрального газонефтепровода. Структура и основные характеристики линейной части (Реферат)
- Мордвинов А.А., Корохонько О.М. Теоретические основы добычи нефти и газа для операторов. Часть 3 (Документ)
- Ибрагимов Г.3., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти (Документ)
- Курсовая работа - Устройство и эксплуатация компрессорной станции магистрального газопровода (Курсовая)
n1.doc
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 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/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=218С.
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 20С
420=(0,758+5*0,00831)=762кг/м3
Ответ:
tкип5=218С;
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=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/м3
Ответ:tкип1=239С; 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=277С.
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=277С;
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=298С.
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=298С;
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: tкип10,5218С
Для задачи 6 по графику Кокса tкип5217С, (погрешность 0,4%).
Для задачи 7 по графику Кокса tкип1240С, (погрешность 0,4%)
Для задачи 8 по графику Кокса tкип9,2275С, (погрешность 0,7%)
Для задачи 9 по графику Кокса tкип1288С, (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 =550мм2/с, при 40°С =170 мм2/с, при 110°С =44 мм2/с.
для фракции В вязкость при 0С =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:
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 мм2/с, фракции В =110 мм2/с
При 50°С вязкость фракции А=130 мм2/с, фракции В =34 мм2/с
При 100°С вязкость фракции А=50 мм2/с, фракции В =10 мм2/с
Ответ: - при 20С вязкость смеси =130 мм2/с; вязкости соответствует состав смеси с вязкостью 181 мм2 /с , фракции А =43%, фракции В =57%
- при 50С вязкость смеси =58 мм2/с; вязкости 98 мм2/с соответствует состав смеси с вязкостью 181 мм2/с , фракции А =83%, фракции В =17%
- при 100С вязкость смеси =29 мм2/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 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 К  ласс - А2Подгруппа - 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 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 |
| 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 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], 1000-1100С
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:
н2он+ +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.