Материал: 2518
Таблица 1.4
Критические давления и температуры нефтяных газов
№ |
Компонент |
|
Относительная молярная |
РКР, |
ТКР, К |
|
|||
п/п |
|
|
масса N, г/моль |
|
МПа |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
Метан СН4 |
|
|
|
16,04 |
|
И |
||
|
|
|
|
4,63 |
190,55 |
|
|||
2 |
Этан С2Н6 |
|
|
|
30,07 |
|
4,87 |
305,45 |
|
3 |
Пропан С3Н8 |
|
|
|
44,09 |
|
4,26 |
369,82 |
|
4 |
Изобутан (СН3)3СН |
|
|
|
58,12 |
|
3,65 |
408,13 |
|
5 |
Бутан С4Н10 |
|
|
|
58,12 |
|
3,797 |
425,16 |
|
6 |
Изопентан (СН3)2СНСН2СН3 |
|
|
Д |
3,381 |
460,40 |
|
||
|
|
72,15 |
|
|
|||||
7 |
Пентан СН3(СН2)3СН3 |
|
|
|
72,15 |
|
3,369 |
469,60 |
|
8 |
Гексан CH3(СН2)4CH3 |
|
|
|
86,17 |
|
3,031 |
507,40 |
|
9 |
Гептан CH3(СН2)5CH3 |
|
|
|
100,20 |
|
2,736 |
640,61 |
|
10 |
Азот N2 |
|
|
|
28,02 |
|
3,399 |
126,25 |
|
11 |
Диоксид углерода СО2 |
|
А |
|
7,387 |
304,15 |
|
||
|
|
|
44,01 |
|
|
||||
12 |
Сероводород Н2S |
|
|
|
34,08 |
|
9,01 |
373,55 |
|
|
4. Растворимость газа в жидкости при неизменной темпера- |
||||||||
туре определяется по формуле |
|
|
|
|
|
|
|||
|
б |
|
|
|
|
(1.13) |
|
||
|
|
|
S Pb, |
|
|
|
|
||
где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; P – давление газа над жидкостью; α – коэффициентирастворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа; b – показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального.
СЗначения коэффициентов α и b зависят от состава газа и жидкости. Коэффициент растворимости α для нефти и газа основных месторождений России изменяется в пределах 5 – 11 м3/м3 на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,8 – 0,95. Растворимость газообразных углеводородов в нефти подчиняется закону Генри при низких давлениях, то есть растёт до определённой величины (рис. 1.3).
Растворимость газообразных углеводородов в нефти увеличивается с повышением содержания в ней парафиновых фракций. Работает принцип подобия: подобное растворяется в подобном. Из анализа представленных зависимостей следует, что растворимость газов в нефти зависит от состава и свойств нефти.
16
300
Количество растворенного в нефти газа, м3/м3
250
200
150
100
50
1
2
3
4
И
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|||||
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
5 |
|
|
10 |
|
15 |
20 |
Давление, МПа 30 |
||||||
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
Рис. 1.3. Изотермы растворимости газов в нефти при температуре 50 °С |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
по данным Т.П. Сафроновой и Т.П. Жузе: |
|||||||||
|
|
|
1 – ромашкинская (Р); 2 – сураханская (С); 3 – небитдагская (Н); |
|||||||||||||
С |
|
|
|
4 – туймазинская (Т) |
|
|
||||||||||
5. |
|
Испаряемость газа является показателем попутного нефтя- |
||||||||||||||
ного газа и характеризуется коэффициентом разгазирования, определяемым количеством газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении её давления на 1 МПа.
6. Теплоемкость газа – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1 °С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, объемная – в кДж/м3.
7. Теплота сгорания газа определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим качество газа.
17
8. Воспламеняемость газа. Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотноше-
ниях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня. Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспла-
была плотность. Нефть с плотностью ρн ниже 870 кгИ/м3 называют лег-
менение, называются верхним и нижним пределом взрываемости.
Для метана эти пределы составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.
1.4. Классификация нефтей
Существует множество научных классификаций нефтей (химическая, генетическая, технологическая и др.), но до сих пор нет еди-
ной международной их классификации.
Промышленная классификация. На начальном этапе развития нефтяной промышленности основным показателем качества нефти
кой, от 870 до 970 кг/м3 – средней, выше 970 кг/м3 – тяжелой.
В легкой нефти содержится больше бензиновых и керосиновых
фракций и сравнительно мало серы и смол. Из этой нефти можно вы- |
|||
рабатывать смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти, на- |
|||
|
|
|
Д |
против, характеризуются высоким содержанием смолисто- |
|||
асфальтеновых веществ, гетероатомных соединений, поэтому они ма- |
|||
лопригодны для производства масел и дают относительно малый вы- |
|||
ход топливных фракций. |
|
||
Химическая классификацияА. Классификация предложена Грознен- |
|||
ским нефтяным научно-исследовательским институтом (ГрозНИИ). За |
|||
ее основу принято преимущественно содержание в нефти одного или |
|||
нескольких классов углеводов. |
|
||
|
|
б |
|
Различают 6 типов нефти: |
|
||
1) |
парафиновая; |
|
|
2) |
парафиноциклановая; |
|
|
3) |
циклановая; |
|
|
и |
|
||
4) |
парафинонафтеноароматическая; |
||
5) |
нафтеноароматическая; |
|
|
6) |
ароматическая. |
|
|
В парафиновых нефтях (типа узеньской, жетыбайской) все |
|||
С |
|
|
|
фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые – не менее 50 %, а масляные – 20 % и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало.
18
В парафиноциклановых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и смолисто-асфальтеновых веществ малó. К ним относят большинство нефтей Урало-Поволжья и Западной Сибири.
количество твердых парафинов, смол и асфальтенов. К циклановым относят нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др.
Для циклановых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержатИнекоторое
В парафинонафтеноароматических нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводы всех трех классов, твердых парафинов
не более 1,5 %. Количество смол и асфальтенов достигает 10 %.
ны содержатся в небольшомАколичествеДтолько в легких фракциях. В состав данных нефтей входит около 15–20 % смол и асфальтенов.
Нафтеноароматические нефти характеризуются преобладающим содержанием цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Алка-
Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью. К ним относят прорвинскую в Казахстане и бугурусланскую в Татарстане.
Согласно бхимической классификации, наиболее распространены четыре основных типа нефтей: А – алкановый парафинистый; В – алкановый малопарафинистый: С– цикланоалкановый и D–циклановый.
Технологическая классификация. Согласно технологической классификациии, нефти подразделяют на:
1) 3 класса (I – III) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые);
2) 3 типа по потенциальному содержанию фракций, перего-
Сняющихся до 350 °С (T1 – T3);
3) 4 группы по потенциальному содержанию базовых масел
(М1–М4); 4) 4 подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому ин-
дексом вязкости (И1 – И4); 5) 3 вида по содержанию парафинов (П1 – П3).
Из малопарафинистых нефтей вида III можно получать без депарафинизации реактивные и зимние дизельные топлива, а также дистиллятные базовые масла. Из парафинистых нефтей П2 без депарафинизации можно получить реактивное топливо и лишь летнее дизельное топливо. Из высокопарафинистых нефтей П3, содержащих более 6 % парафинов, даже летнее дизельное топливо можно получить только после депарафинизации.
19
Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей. Результаты исследований нефти представляют обычно в виде кривых зависимости истиной
температуры кипения, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств Иот фракционного
состава нефти, а также в форме таблиц с показателями, характеризующими качество данной нефти, ее фракций и компонентов нефтепродуктов.
Техническая классификация. Для оценки товарных качеств подготавливаемых на промыслах нефтей в 2002 г. был разработан применительно к международным стандартам и принят новый ГОСТ РФ Р 51858–2002, в соответствии с которым подготовленные
нефти подразделяют:
1) |
|
А |
по содержанию общей серы на четыре класса (1 – 4); |
||
2) |
по плотности при 20 °С на пять типов (0 – 4); |
|
3) |
по содержанию воды и хлористых солей на 3 группы (1 – 3); |
|
4) |
по содержанию сероводорода и легких меркаптанов на 3 ви- |
|
да (1 – 3). |
б |
|
Условное обозначение марки нефти состоит из четырех цифр, |
||
соответствующих обозначениям классаД, типа, группы и вида нефти. |
||
Например, нефть марки 2,2Э,1,2 означает, что она сернистая, поставляется на экспорт, средней плотности, по качеству промысловой подготовкиисоответствует 1-й группе и по содержанию сероводорода и легких меркаптанов – 2-му виду.
Чтобы упростить экспорт, были придуманы некие стандартные сорта нефти, связанные либо с основным месторождением, либо с
Сгруппой месторождений.
Маркерные сорта нефти – это сорта нефти с определенным составом, цены на которые широко используются при покупке и продаже различных видов сырой нефти для удобства производителей и потребителей нефти. Введение сортности необходимо в связи с разностью состава нефти (содержания серы, различного содержания групп алканов, наличия примесей) в зависимости от месторождения.
Стандартом для цен служат нефти сортов West Texas Intermediate (WTI) и Light Sweet (США), Brent (Великобритания), Dubai Crude (Дубай, Объединённые Арабские Эмираты), Urals и Siberian Light (Россия), Statfjord (Норвегия), Kirkuk (Ирак), Iran Light и Iran Heavy (Иран).
20