1.2 Свойства битумов и методы их определения. Определение шифра нефти


1.3 Применение и виды битумов.

Применение битума как одного из наиболее известных инженерно-строительных материалов основано на его адгезионных и гидрофобных свойствах. Область применения битума достаточно широка: он применяется при производстве кровельных и гидроизоляционных материалов, в резиновой промышленности, в лакокрасочной и кабельной промышленности, при строительстве зданий и сооружений и т.д. Кровельные битумы применяют для производства кровельных материалов. Их разделяют на пропиточные и покровные (соответственно для пропитки основы и получения покровного слоя). Изоляционные битумы используют для изоляции трубопроводов с целью защиты их от коррозии.

Главным же потребителем битума является дорожное строительство (около 90 %), в первую очередь, из-за того, что нефтяной битум является самым дешевым и наиболее универсальным материалом для применения в качестве вяжущего при устройстве дорожных покрытий. Использование битумов в дорожном строительстве позволяет покрытию дорог выдерживать повышенные статические и динамические нагрузки в широком интервале температур при сохранении длительной жизнеспособности и погодоустойчивости.

Вязкие битумы, применяемые в дорожном покрытии, используются как вяжущее между каменными материалами. Долговечность дорожного покрытия во многом зависит от марки применённого битума и его качества. При строительстве и ремонте дорог битум может быть разжижен растворителем (керосиновая фракция). Разжиженные битумы разделяются на быстро-, средне- и медленно затвердевающие марки. Для предварительной обработки поверхностей применяют битумные эмульсии, которые готовят с применением коллоидных мельниц, добавляя к битуму воду и эмульгаторы.

Более подробно рассмотрим битумы различного назначения.

Дорожный

Качество дорожного битума в основном определяет долговечность дорожных покрытий. Появление трещин на дорожном покрытии означает, что оно на 85% исчерпало срок службы. Установлено, что показатель «температура хрупкости» битума характеризует время до начала интенсивного трещинообразования дорожного полотна, так как его определение показывает наиболее опасное состояние дорожного покрытия при резких перепадах температур в зимнее время. Соотношение физико-химических показателей битумов БНД обеспечивает дорожному покрытию наибольшую сдвигоустойчивость, трещиностойкость, длительную водо- и морозостойкость.

Строительный

Битумы строительных марок БН, применяемые для гидроизоляции фундаментов зданий, отличаются малой пенетрацией и дуктильностью и высокой температурой размягчения (от 37 до 105 0С), т.е. они тугоплавкие и твёрдые. Строительный битум нормируется по ГОСТ 6617 – 76.

Изоляционный

Изоляционные битумы БНИ применяются для изоляции трубопроводов с целью предотвращения их от коррозии. При малой пенетрации и малой дуктильности они должны быть достаточно тукоплавкими (особенно для аккумуляторных мастик). Кроме того, для мастик нормируется растворимость в толуоле или в хлороформе (не менее 99,5 %, т.е. почти полная растворимость). Доскональная информация по нормированию качества изоляционных битумов приведена в таблице ниже.

Хрупкие

Существуют две марки хрупких битумов, которые размягчаются при 100 – 110 0С и 125 – 135 0С, имеют мизерную пенетрацию и более жёсткие нормы по растворимости. Они используются в лакокрасочной, шинной и электротехнической промышленности.

studfiles.net

1.2 Свойства битумов и методы их определения.

Важнейшими свойствами битумов, характеризующими их качество, являются:

- вязкость;

- пластичность;

- температура размягчения;

- температура хрупкости;

- температура вспышки;

- высокая адгезия.

Вязкость - сопротивление внутренних слоев битума перемещению относительно друг друга. Вязкость является основной характеристикой структурно-механических свойств битумов, зависящая главным образом от температуры и группового состава. Для многих битумов вязкость непостоянна и уменьшается с увеличением напряжения сдвига или градиента скорости деформации. При повышении температуры вязкость снижается, при ее понижении вязкость быстро возрастает, а при отрицательных температурах битум становится хрупким. Для измерения структурной вязкости применяют различные приборы, позволяющие определить вязкость в абсолютных единицах (Па·с) или выразить ее в условных единицах.

Для характеристики вязкости, точнее, величины обратной вязкости, т.е. текучести битумов, принимается условный показатель - глубина проникания иглы в битум (пенетрация). Глубину проникания иглы в битум определяют на приборе - пенетрометре при действии на иглу груза массой 100 г в течение 5 с при температуре 25°С или 0°С при грузе 200 г в течение 60 с. Пенетрация твердых или вязких битумов выражается в единицах (градусах), равных 0,1 мм проникания иглы в битум. Чем больше вязкость, тем меньше проникание иглы в битум.

Пластичность является важным свойством битумов. Она повышается с увеличением содержания масел, длительности действия нагрузки и повышения температуры. Пластические свойства твердых и вязких битумов условно характеризуются растяжимостью (дуктильностью) - способностью вытягиваться в тонкие нити под действием внешних постоянных сил. Растяжимость определяют на специальном приборе - дуктилометре при скорости деформации образца битума в виде "восьмерки" 5 см/мин, температурах испытания 25 и 0°С. Показателем растяжимости служит длина нити в момент разрыва образца, выраженная в сантиметрах. Пластические свойства битума зависят от температуры, группового состава и структуры. Так, например, с повышением содержания смол и асфальтенов пластичность при постоянной температуре битумов возрастает.

Существенной характеристикой свойств битума является также и температура размягчения, определяемая на приборе "кольцо и шар" ("К и Ш"), Температура размягчения битума, выраженная в градусах Цельсия, соответствует температуре водяной бани в стакане прибора в момент, когда битум, имеющийся в латунном кольце (диаметр 16,0 мм), деформируясь под воздействием металлического шарика массой 3,5 г и постепенного нагрева воды со скоростью 5°С в минуту, коснется нижней полки подставки. Нижняя полка подставки прибора находится на стандартном расстоянии от кольца, равном 25 мм. Температура размягчения вязких и твердых битумов колеблется в. пределах от 20 до 95°С.

Для характеристики тепловых свойств битумов кроме температуры размягчения определяют температуру хрупкости.

Температуру хрупкости битума определяют на специальном приборе Фрааса. Для этой цели испытуемый битум наносят тонким слоем па латунную пластинку, которая вместе с битумом может охлаждаться и изгибаться с помощью приспособления, имеющегося на приборе. За температуру хрупкости принимают ту температуру, при которой на топком изгибаемом слое битума образуется первая трещина. Температура хрупкости, например, дорожных битумов может быть от -20 до +5°С. Очевидно, что чем ниже температура хрупкости битума, тем больше его морозостойкость и выше качество.

Температура вспышки - температура, при которой пары образующиеся при нагревании битума в открытом тигле, воспламеняются от поднесенного пламени. Температуру вспышки определяют на стандартном приборе и отмечают по показанию термометра в момент вспышки паров битума. Температура вспышки твердых и вязких битумов обычно выше 200°С и характеризует степень огнеопасности битума при его разогреве.

Существенной особенностью битумов является их высокая адгезия - прилипание к поверхности различных минеральных и органическиx материалов. Для определения адгезии существует много методов и приборов. Одним из них является визуальный метод, по которому степень прилипания битумов к поверхности минеральных материалов оценивают по пятибалльной шкале. Отличное прилипание битума 5 баллов в том случае, когда пленка битума на поверхности гравия или щебня полностью сохранилась после кипячения в дистиллированной воде. Очень плохое прилипание, оцениваемое в один балл, когда пленка битума после кипячения полностью смещается с минеральных зерен и всплывает на поверхность воды [2].

Таблица 1. Свойства нефтяных битумов

Показатель

Полутвёрдые

Твёрдые

Жидки

Т размягчения, °С

25-50

60-90

---

Пенетрация (25°С), мм

4-20

0-5

---

Растяжимость (25°С), см

40-60

1-5

60

Т вспышки, °С

180-200

>230

65-120

studfiles.net

Приложения.

Приложение 1

Поправка на давление к плотности жидких нефтяных фракций

Приложение 2

Зависимость плотность-температура для жидких нефтяных фракций при постоянном давлении (область низких плотностей)

Приложение 3

График кокса для пересчета давления насыщенных паров с одной температуры на другую

Приложение 4

Номограмма UOP для пересчета температур кипения нефтепродукта при глубоком вакууме на температуры кипения при атмосферном давлении

Приложение 5

Номограмма Семенидо для определения вязкости нефтепродуктов в зависимости от температуры

Приложение 6

Номограмма Молина-Гурвича для определения вязкости смесей нефтепродуктов

Список используемой литературы.

1. Большая советская энциклопедия. т. 3. Изд-во: "Советская энциклопедия", 1969 -- 1978.

2. Битумы. Получение и способы модификации : учеб. пособие / Д. А. Розенталь, А. В. Березников, И. Н. Кудрявцева и др.; под ред. Д. А. Розенталя

3. Нефти СССР. Справочник. В 4 т. Т.2. Нефти среднего и нижнего Поволжья. М.: Химия, 1972. 391 стр.

50

studfiles.net

Методика определения шифра нефти - Химия

Ставрополь, 2013

Методические указания составлены в соответствии с требованиями Государственного образовательного стандарта высшего профессионального образования, рабочего учебного плана и программы дисциплины «Химия нефти» для студентов специальности 131000.62 «Нефтегазовое дело».

В методических указаниях к контрольной работе приведены задания для самостоятельного выполнения и требования к оформлению. Выполнение контрольной работы способствует более глубокому пониманию дисциплины «Химия нефти и газа» и овладению практическими навыками по определению физико-химических характеристик углеводородного сырья, его целевых фракций и товарных продуктов.

Автор: старший преподаватель А.С. Овчарова

Рецензент: доктор технических наук С.Н.Овчаров

Дисциплина «Химия нефти и газа» одна из основных специальных дисциплин при подготовке инженеров-нефтяников. Человек и энергия – эти понятия неразделимы на протяжении всей истории существования человечества. Вначале неосознанно, а со временем, когда человек научился добывать огонь, осознанное использование различных видов энергии явилось необходимым условием существования, значение которого продолжает расти до наших дней. Уже второе десятилетие нефть играет решающую роль в снабжении человечества энергией. Нефть и газ определяют не только технический потенциал и социально-экономическое положение государства, но часто и его политику.

Природные энергоносители, добываемые из недр земли, после очистки и предварительной подготовки перерабатываются в основном в топлива, а также в масла и специальные продукты.

Основное общее требование к нефтяным продуктам заключается в том, что их физико-химические свойства должны соответствовать требованиям потребителей, условиям хранения, транспортирования, климатическим условиям эксплуатации. Сейчас большое внимание уделяется ООС, в связи с чем ужесточаются требования к качеству нефтепродуктов.

«Химия нефти и газа» решает задачи по исследованию химического состава нефтей, НП, газоконденсатов и газов с помощью современных физико-химических методов анализа, а также исследование физико-химических свойств углеводородов и других компонентов нефти и их влияния на свойства НП.

Целью курса «Химия нефти и газа» является формирование у студента понятия о химической природе и составах нефти и газа и методах их исследования, изучение физико-химические свойств нефти и газа и получаемых из них продуктов.

ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ

При изучении курса «Химия нефти и газа» студенты выполняют контрольную работу, состоящую из ответа на теоретический вопрос, задания по определению шифра нефти и решения задач.

Вариант выбирается студентом в соответствии с номером по общему списку группы по следующему принципу:

Контрольная работа выполняется в последовательности представленных заданий.

Примерный план контрольной работы:

– Титульный лист.

– Содержание.

– Теоретический вопрос.

– Определение шифра нефти.

– Задачи.

– Литература.

Контрольную работу рекомендуется выполнять с помощью средств компьютерной техники в редакторе Microsoft Word и представить в распечатанном виде.

Текст должен иметь следующие параметры:

− формат бумаги А4 (210х297 мм), бумага белая;

− поля: верхнее и нижнее – 20 мм, левое – 25 мм, правое – 15 мм;

− межстрочный интервал – одинарный или полуторный;

− переплет – 0 см;

− ориентация книжная;

− шрифт Times New Roman;

− размер шрифта 14 пунктов;

− абзац – 1,25 см;

− формулы выравнивают по центру.

− рисунки и таблицы нумеруются по порядку.

Задание к контрольной работе выдает преподаватель, читающий курс лекции по дисциплине «Химия нефти и газа». Выполнение заданий производится в соответствии с данными методическими указаниями.

Защита контрольной работы проводится в виде собеседования. По итогам выполнения и защиты выставляется оценка.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ ВОПРОС

Теоретический вопрос выбирают согласно номеру варианта:

1. Алканы нефти и газа.

2. Циклоалканы нефти.

3. Арены и гибридные углеводороды нефти.

4. Гетероатомные соединения нефти.

5. Смолисто-асфальтеновые вещества и минеральные компоненты нефти.

6. Фракционный состав нефти.

7. Плотность нефти и ее фракций.

8. Вязкость нефти и нефтепродуктов.

9. Оптические, электрические и тепловые свойства нефти и нефтепродуктов.

10. Характерные температуры.

При ответе на вопросы, относящихся к групповому химическому составу нефти и нефтяных фракций, необходимо привести содержание соединений в различных нефтях, дать характеристику физическим и химическим свойствам, влиянию на свойства продуктов, методам количественного определения и идентификации.

При ответе на вопросы, относящие к свойствам нефти и нефтепродуктов необходимо дать их характеристику и подробно описать методы определения.

Определение шифра нефти

Для определения единого подхода к техническим требованиям к нефти, производимой нефтегазодобывающими организациями при подготовке к транспортировке по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт, с 1 июля 2002 г. введен в действие ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». Этот стандарт распространяется на нефти, подготовленные нефтегазодобывающими предприятиями к транспортировке и для поставки потребителям. В настоящем стандарте дается определение понятий сырой и товарной нефти. Сырая нефть – жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого фракционного состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битума и кокса. Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

Задание по вариантам для определения шифра нефти:

1. Определить шифр туймазинской нефти по ГОСТ Р 51858-2002

2. Определить шифр шаимской нефти по ГОСТ 51858-2002

3. Определить шифр яринской нефти по ГОСТ 51858-2002

4. Определить шифр мегионской нефти по ГОСТ 51858-2002

5. Определить шифр ромашкинской нефти по ГОСТ 51858-2002

6. Определить шифр пронькинской нефти по ГОСТ 51858-2002

7. Определить шифр арланской нефти по ГОСТ 51858-2002

8. Определить шифр коробковской нефти по ГОСТ 51858-2002

9. Определить шифр тенгизской нефти по ГОСТ 51858-2002

10. Определить шифр уланхольской нефти по ГОСТ 51858-2002

Методика определения шифра нефти

В соответствии с новым ГОСТ Р 51858−2002 нефть подразделяют по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов на классы, типы, группы и виды.

В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на следующие классы.

Таблица 1 – Класс нефти

Класс нефти Наименование Содержание серы, % (масс.)
Малосернистая До 0,60 включительно
Сернистая От 0,61 до 1,80
Высокосернистая От 1,81 до 3,50
Особо высокосернистая Свыше 3,50

По плотности нефти подразделяют на пять типов: 0 – особо легкая; 1 – легкая; 2 – средняя; 3 – тяжелая; 4 – битуминозная. С 1 января 2004 г. обязательно определение плотности при 15°С.

Таблица 2 – Тип нефти

Наименование параметра Норма для нефти типа
Плотность, кг/м3, при температуре 20 °С 15 °С     Не более 830,0 Не более 833,7     830,1-850,0 833,8-853,6     850,1-870,0 853,7-873,5     870,1-895,0 873,6-898,4     Более 895,0 Более 898,4

По степени подготовки нефть подразделяют на группы.

Таблица 3 – Группа нефти

Показатель Норма для группы
Содержание воды, % (масс.), не более 0,5 0,5 1,0
Концентрация хлоридов (хлористых солей), мг/дм3, не более
Содержание механических примесей, % (масс.), не более 0,05 0,05 0,05
Давление насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст.), не более 66,7 (500) 66,7 (500) 66,7 (500)
Содержание хлорорганических соединений, млн-1 (ppm) Не нормируется. Определение обязательно

По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефти делятся на виды.

Таблица 4 – Вид нефти

Показатель Норма для группы
Содержание сероводорода, млн-1 (ppm), не более
Суммарное содержание метил- и этилмеркаптанов, млн-1 (ppm), не более

Таким образом, по технической классификации в соответствии с ГОСТ Р 51858−2002 условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти.

Для определения шифра нефти необходимо найти по справочникам [7−10] необходимые данные для определения шифра нефти. В контрольной работе также необходимо привести геологическую характеристику и схему размещения нефтяного месторождения. Затем указать в таблице 5 характеристики, необходимые для определения шифра нефти. Определить класс, тип, группу и вид нефти и записать полный шифр нефти.

Например, нефть (при поставке потребителю в России) с содержанием серы 1,15% (масс.) (класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 кг/м3 (тип 2), концентрацией хлористых солей 120 мг/дм3, содержанием воды 0,40% (масс.) (группа 2), с содержанием сероводорода менее 20 ppm (вид 1) обозначают 2.2.2.1 ГОСТ 51858−2002.

Таблица 5 – Определение шифра нефти в соответствии с технической классификацией

Содержание серы, % (масс.) Плотность нефти, кг/м3 Содержание воды, % масс. Концентрации хлористых солей, мг/дм3 Содержание механических примесей, % масс. Давление насыщенных паров, мм рт. ст. Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm) Шифр нефти
при 20 °С при 15 °С
      0,45 0,04    

Задачи

Задача 1. Газовая смесь состоит азота, углекислого газа, сероводорода, метана, этана, пропана, изо-бутана и н-бутана. Смесь находится при нормальных условиях. Найти: общую массу смеси, массовый и молярный состав смеси с точностью до 1-ой десятой процента, зная объем компонентов. Ответ представить в виде таблицы:

Компонент Объем V, м3 Число кмоль Молярная масса, кг/кмоль Масса, кг Молярный процент, % мол. Массовый процент, % масс.
Азот            
Углекислый газ            
Сероводород            
Метан            
Этан            
Пропан            
Изо-бутан            
Н-бутан            
Сумма:         100,0% 100,0%

Таблица 6 – Варианты к задаче 1

Объем компонентов, м3 Номера вариантов
Азот
Углекислый газ
Сероводород
Метан
Этан
Пропан
Изо-бутан
Н-бутан

Решение

В практических расчетах состав многокомпонентной смеси выражается в долях или процентах. Соотношение между долями и процентами. 1:100.

Массовая доля компонента представляет собой отношение его массы mi к массе смеси m:

Очевидно, что

Молярная доля xi’ компонента выражается отношением числа молей Ni этого компонента к общему числу молей N смеси:

Аналогично массовой доле

Пересчет массового состава в молярный и обратный пересчет осуществляются по формулам:

где Mi - молярная масса компонента, кг/кмоль.

Объемная доля xVi компонента есть отношение его объема Vi к объему всей смеси V:

Для пересчета объемного состава в массовый и обратно необходимо знать плотность каждого компонента:

где ρi - молярная масса компонента, кг/м3.

Для жидкой смеси прямой пересчет объемных долей в молярные довольно сложен, поэтому лучше его проводить с помощью массовых долей. Для газовой смеси состав, выраженный объемными и молярными долями, одинаков.

Для решения задачи вначале необходимо определить число кмоль компонентов:

где Vm – молярный объем газа, равный 22,4 л/моль (м3/кмоль).

Зная число кмоль компонентов и их молярные массы легко определить массу компонентов, а затем и массу, молярный и массовый состав газовой смеси.

Задача 2. Найти абсолютную и относительную плотность газа при нормальных условиях (t = 0 °С, Р = 1 атм.), а также плотность этого газа при температуреt = 100°С и давлении Р = 0,8 МПа, зная массовый состав газа (% масс.).

Таблица 7 – Варианты к задаче 2

Состав газа, % масс. Номера вариантов
Азот
Углекислый газ
Сероводород
Метан
Этан
Пропан
Изо-бутан
Н-бутан

Решение

Относительная плотность газа равна отношению массы m газа, занимающего объем V при некоторой температуре и давлении, к массе m1 воздуха, занимающего тот же объем V при тех же температуре и давлении.

Если считать газ идеальным, то при Т=273 К и давлении Р = 1 атм. и V=22,4 м3 масса m равна молекулярной массе M газа. В тех же условиях масса 22,4 м3 воздуха составляет 28,9 кг, откуда относительная плотность газа относительно воздуха равна:

Абсолютную плотность газов при нормальных условиях можно найти, зная массу M и объем 1 кмоль газа (22,4 м3), по формуле:

Молярная масса - величина аддитивная, и для смеси ее можно определять по формуле:

где m1, m2, …, mn - массы компонентов смеси; M1, M2, …, Мn - молекулярные массы компонентов.

Плотность газа при заданных условиях можно определить по формуле Менделеева-Клапейрона.

Задача 3. Нефть закачали в резервуар при температуре t1, °С. Определенная плотность составила . На следующий день температура нефти поднялась до t2, °С. Определить плотность нефти при температуре t2.

Таблица 8 – Варианты к задаче 3

Значение параметров Варианты
t1, °С
0,845 0,823 0,831 0,850 0,830 0,835 0,865 0,848 0,832 0,860
t2, °С

Решение

Плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и выражается формулой:

= − α(t – 20),

где − относительная плотность нефтепродукта при заданной температуре t; − относительная плотность нефтепродукта при температуре 20 °С; α – средняя температурная поправка относительной плотности.

Вначале необходимо из формулы выразить , а затем найти .

Таблица 9 – Средняя температурная поправка относительной плотности

ρ α ρ α
0,7000-0,7099 0,000897 0,8500-0,8599 0,000699
0,7100-0,7199 0,000884 0,8600-0,8699 0,000686
0,7200-0,7299 0,000870 0,8700-0,8799 0,000673
0,7300-0,7399 0,000857 0,8800-0,8899 0,000660
0,7400-0,7499 0,000844 0,8900-0,8999 0,000647
0,7500-0,7599 0,000831 0,9000-0,9099 0,000633
0,7600-0,7699 0,000818 0,9100-0,9199 0,000620
0,7700-0,7799 0,000805 0,9200-0,9299 0,000607
0,7800-0,7899 0,000792 0,9300-0,9399 0,000594
0,7900-0,7099 0,000778 0,9400-0,9499 0,000581
0,8000-0,8099 0,000765 0,9500-0,9599 0,000567
0,8100-0,8199 0,000752 0,9600-0,9699 0,000554
0,8200-0,8299 0,000725 0,9700-0,9799 0,000541
0,8300-0,8399 0,000725 0,9800-0,9899 0,000522
0,8400-0,8499 0,000712 0,9900-1,0000 0,000515

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Основная литература

1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти / Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. – М.: Химия, КолосС, 2005. – 400 с.

2. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. − М.: Химия, 2001. – 568 с.

3. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. − М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

4. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. – Уфа: "Гилем", 2002. – 671 с.

5. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев и др. – СПб.: Недра, 2006. – 868 с.

6. Нефти и газовые конденсаты России. Справочник. В 2 т. Т.2. Нефть Сибири / Под ред. К. А. Демиденко. − М.: «Техника», 2000. – 160 с.

7. Нефти СССР. Справочник. В 4 т. Т.1. Нефти северных районов Европейской части СССР и Урала. – М.: Химия, 1971. – 225 с.

8. Нефти СССР. Справочник. В 4 т. Т.2. Нефти среднего и нижнего Поволжья. – М.: Химия, 1972. – 391 с.

9. Нефти СССР. Справочник. В 4 т. Т.3. Нефти Кавказа и западных районов Европейской части СССР. – М.: Химия, 1972. – 616 с.

10. Нефти СССР. Справочник. В 4 т. Т.4. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и острова Сахалин. − М.: Химия, 1974. – 781 с.

11. ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия».

Дополнительная литература:

1. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. - М.: изд-во "Техника", ТУМА ГРУПП, 2004. – 288 с.

2. Химия нефти и газа / Под ред. В.А. Проскурякова, А.Е. Драбкина. – Л.: Химия, 1989. – 424 с.

3. Переверзев А.Н. Технология нефти и газа. Уч. пособие. – Ставрополь: СевКавГТУ, 2005. – 143 с.

4. Рудин М.Г., Сомов В.Е., Фомин А.С. Карманный справочник нефтепереработчика – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004. – 336 с.

5. Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа. - Минск.: Высшая школа, 1989. – 122 с.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к контрольной работе по дисциплине «Химия нефти и газа»

для студентов специальности

131000.62 «Нефтегазовое дело» ОФО и ЗФО

Составитель: старший преподаватель А.С. Овчарова

Редактор:

Корректор:

Подписано к печати

Формат 60x84 1/16. Усл. п. л. – Уч.-изд. л. –

Бумага газетная. Печать офсетная. Заказ Тираж 50 экз.

ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет»

355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2

Издательство ФГАОУ ВПО Северо-Кавказский федеральный

университет

Отпечатано в типографии ФГАОУ ВПО «СКФУ»

student2.ru

Химия нефти и газа — лекция

Азотистые соединения с основными и нейтральными свойствами составляют до 80% всех органических соединений нефти.

Кислые  свойства обнаружены в соединениях, которые называются порферины. Большое количество порферинов встречаются в виде комплексов с металлами (вольфрам, никель, ванадий, медь, железо, камбий) в встречаются в виде комплексов с металлами (вольфрам, никель, ванадий, медь, железо, камбий). Эти вещества термически нестабильны по химической активности.

Азотистые соединения используют как дизенфецирующие средства, антисептики, ингибиторы коррозии, антиокислители,  они нежелательны, так как вызывают коксо- и газообразование.  

Кислородосодержащие соединения нефти.

Эти соединения имеют кислый характер и делятся  на три класса:

- нафтеновые  кислоты;

- жирные  кислоты;

- фенолы.

Соединения  нафтеновых кислот невелико (не более 10% от общего содержания кислотных веществ). Наименьшее количество их в парафинистых нефтях, наибольшее в смолистых, они  малолетучие, в виде маслянистой  жидкости с плотностью до единицы, с резким неприятным запахом, нерастворимы в воде, они широко применяются в технике пропитки шпал, регенерации каучука, при производстве мыла. Металлические соли нафтеновых кислот используются в производстве консистентных смазок,  смазок для механизмов, работающих под высоким давлением. 

Жирные (карбоновые) кислоты от С6 до С8, присутствующие в бензиновых и керосиновых фракциях. 

Фенол - производные Аренов, от С6 до С8. Они содержатся в нефтях восточных регионов.  

Металлосодержащие соединения.

В нефтях обнаружено около 30 гетероэлементов металлов, главным образом переменной валентности (ванадий, никель, железо, вольфрам, хром, титан и т.д.). Их содержание невелико в нефтях (500 мг/кг). Из металлосодержащих соединений нефтей наиболее изучены металлопарфериновые, а среди них ванадий и никель - порферины, в состав которых в нефти входит около 40% всего содержания ванадия и никеля. Эти соединения обычно концентрируются в остаточных фракциях, для переработки нефти они нежелательны.  

Асфальтеносмолистые вещества.

Эти вещества являются компонентами почти всех нефтей, редко встречаются белые нефти.

Содержание  и химический состав этих веществ  влияют на выбор направления переработки  нефти. Количество асфальто-смолистых веществ в легких нефтях не выше 4-5%, а в тяжелых 20% и выше. Из-за исключительно сложного состава они представляют собой комплексы полициклических,  гетероциклических и металлоорганических соединений.

Они подразделяются на:

1) нейтральные  смолы;

2) асфальтены;

3) карбены,  карбоиды;

4)асфальтогеновые кислоты. 

Нейтральные смолы - полужидкие, почти твердые вещества темно-красного цвета, плотность примерно единица, растворяются в нефтепродуктах. В их состав кроме углерода и водорода входит сера, кислород и азот. Углеводороды находятся в смолах в виде ароматических и нафтеновых циклах с большим количеством боковых парафиновых нефтей.

Смолы - нежелательный компонент всех моторных топлив, так как служит источником нагарообразования и уменьшает  полноту сгорания топлива. 

Асфальтены представляют собой черные, хрупкие вещества плотностью более единицы. При температуре более 3000С они разлагаются сообразованием газа и кокса. Молекулярное масло исчисляется тысячами. Серы, кислорода и азота больше, чем в смолах. И концентрированная смесь этих двух веществ представляет из себя хороший битум.  

Карбены и карбоиды - продукты уплотнения асфальтенов.  

Асфальтогеновые кислоты очень похожи по свойствам нейтральные смолы.   

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ

Нефти различных месторождений отличаются друг от друга по химическому, фракционному составу и физико-химическим свойствам. Существуют следующие классификации нефтей:

- по  геохимическому происхождению

- по  физико-химическим свойствам

- по  фракционному химическому составу

что определяет направление их переработки и  возможность получения тех или иных нефтепродуктов.  

Классификация по физическим свойствам.

На ранних этапах развития нефтяной промышленности определяющим показателем качества продукции была плотность. В зависимости  от плотности они разделялись: 

- легкие ( < 0,828)

- утяжеленные  ( = 0,828 - 0,884)

- тяжелые  ( > 0,884) 

В легких нефтях содержится больше бензиновых фракций, мало смол и серы. Из нефтей этого типа вырабатывают масла высокого качества.

Тяжелые нефти характеризуются высоким содержанием смол, из них получают битумы.

Эта классификация  довольно условная, использовалась и  может быть использована при транспортировке  нефти и для примерной ее оценки при приемке на заводе.  

Химическая  классификация.

В основу этой классификации положена связь  между плотностью и углеводородным составом нефтей.

Различают нефти парафиновые, парафинонафтеновые, парафинонафтеноароматические, ароматические.

Парафинонафтеновые - волго-уральский бассейн, западная Сибирь.

Нафтеновые - Баку, краснодарский край.

Ароматические - Казахстан, Поволжье.

Парафиновые - полуостров Мангишлам.  

Технологическая классификация нефтей.

В ее основу положены признаки, имеющие значение для транспорта, переработки нефтей и получения заданного ассортимента продукта. Эта классификация позволяет с учетом физико-химических свойств нефти и ее фракций определить вариант технологической схемы переработки конкретной нефти.

В России технологическая классификация  представлена ГОСТ-38110-97. Эта классификация используется для производства моторных топлив для двигателей и масел. По содержанию серы нефти по этой классификации делятся:

- малосернистые

- сернистые

- высокосернистые

По содержанию парафина:

- малопарафинистые

- парафинистые

- высокопарафинистые

При классификации так же учитывают потенциальное содержание фракций, выкипающих до 3000С, а так же потенциальное содержание и качество базовых масел.

При определении  этих показателей определяют шифр нефти, который является технологическим  паспортом, определяющим направление ее переработки.  

Техническая классификация нефтей.

Для определения  единого подхода техническим  требованиям нефти производимой нефтеперерабатывающими организациями  при подготовке к транспортировке  по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для поставки потребителя, на экспорт применяется ГОСТ Р51858-2002 («нефть» общие технологические условия). В соответствии с этим гостом нефть подразделяют:

- по  физико-химическим свойствам

- по  степени подготовки

- по  содержанию сероводорода, меркаптанов

и на основании  этих свойств находят шифр этой нефти.  

Физико-химические свойства нефтей и  нефтепродуктов.

1) Плотность.

В практике нефтяного дела чаще всего определяют относительную плотность, которая  обозначается - безразмерная величина, показывающая отношение плотности этих продуктов при 200С плотности дисцилированной воды при 40С  

Величина, обратная плотности называется удельным объемом и широко используется при  расчете количества нефти или  нефтепродукта в резервуаре. Все нефтепродукты представляют собой смесь углеводорода различных групп, допуская ацитивность их объемов, среднюю плотность находят по формуле: 

  

  

m - масса компонентов смеси

V - соответствующие объемы

ρ - относительные плотности компонентов смеси 

Для нефти  и нефтепродуктов характерно резкое изменение плотности с изменением температуры. С повышением температуры  плотность нефти уменьшается, а  удельный объем увеличивается.  

 

- относительная плотность нефти  при заданной температуре

- относительная плотность при  стандартной температуре

- поправочный коэффициент на  изменение плотности при заданной  температуре на 10 

 

Значение  показателя плотности для нефти  и нефтепродуктов очень велико, так  как в сочетании с другими  физико-химическими константами (показатель преломления, температура кипения, вязкость и т.д.) плотности является параметром, характеризующим химическую природу происхождения и товарное качество нефти. Одним из параметров, который представляет собой функцию плотности и позволяет судить о химической природе нефти является характеризующий фактор. 

 

- абсолютная средняя молекулярная  температура кипения смеси в  кельвинах

- относительная плотность нефтяной  фракции 

Средняя молекулярная температура кипения  смеси определяется: 

- температура кипения компонентов  в 0С

- молярные доли компонентов  смеси 

Для парафинистых нефтей и нефтепродуктов К изменяется в пределах 12,5-13. Для нафтеноароматических К = 10-11  

2) Молекулярный вес.  Важный показатель, так как используется при подсчете теплоты парообразования, объемом паров, порциального давления и т.д. 

Так как  нефть и нефтепродукты представляют собой смеси индивидуальных углеводородов и некоторых других соединений, они характеризуются средним молекулярным весом. Молекулярные веса фракции тем больше, чем выше их температура кипения.

Молекулярный  вес определяется по формуле Войнова: 

 

где - постоянные, значения которых различны для каждой группы углеводородов.

       - средняя молекулярная температура кипения продукта (0С) 

Молекулярный  вес смеси нескольких нефтяных фракций  находится по формуле: 

- массы нефтяных фракций

- соответственно их молекулярные  веса 

3) Давление насыщенных  паров. 

Под этим давлением понимают давление развиваемое  парами при данной температуре в  условиях равновесия с жидкостью. Температура  при которой давление насыщенных паров становятся равной давлению в системе называется температура кипения вещества. ДНП в нефти характеризует их испаряемость, наличие в них легких компонентов. Оно резко увеличивается с повышением температуры. Для растворов и смесей общее давление насыщенных паров определяется по формуле:

student.zoomru.ru

Определение шифра коробковской нефти (бобриковский горизонт) по ГОСТ 38.1197-80 и ГОСТ Р51858-2002.

Определение шифра коробковской нефти (бобриковский горизонт) по ГОСТ 38.1197-80 и ГОСТ Р51858-2002. - раздел Химия, По дисциплине Химия нефти и газа

 

Вологодская область расположена на юго-востоке Русской платформы в районе сочленения юго-восточного склона Воронежского свода. Прикаспийской впадины и на юге вала Карпинского. Все известные в Волгоградской области месторождения нефти и газа располагаются в правобережной части области, в основном в северных и центральных ее районов.

Разведочное бурение в Вологодской области было начато в годы Великой отечественной войны и привело к открытию ряда нефтяных и газонефтяных месторождений, связанных с отложениями нижнего и среднего карбола: в 1947 г. открыто газонефтяное месторождение Арчеда, в 1949-1952г. –месторождение Жирное, Бахметьево, Линево. В 1953 г. на месторождении Жирное и в 1954 г. на месторождении Арчеда обнаружили нефть девонских отложениях. С 1958 г. разрабытывается нефтегазовая залежь на Коробковском месторождении, которое относится к наиболее крупным из всех открытых в области месторождений.

– Конец работы –

Эта тема принадлежит разделу:

По дисциплине Химия нефти и газа

ФГАОУ ВПО Северо Кавказский федеральный университет... Кафедра технологии переработки нефти и промышленной экологии...

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: Определение шифра коробковской нефти (бобриковский горизонт) по ГОСТ 38.1197-80 и ГОСТ Р51858-2002.

allrefers.ru