Лекции+химия+нефти+и+газа. Конспект лекций Химия нефти и газа. Лекции нефть и газ


Нефть, газ и машинное обучение (+ видео лекции)

Большие данные — это новая нефть, но и нефть — важный источник больших данных. Машинное обучение и искусственный интеллект меняют нефтегазовую отрасль. Как — рассказывает физик Дмитрий Коротеев, профессор магистерской программы Сколтеха «Нефтегазовое дело». ПостНаука и Сколковский институт науки и технологий представляют курс «Наука нефти», посвященный современным технологиям добычи углеводородов.

В 2016 году стало модно говорить о том, что данные — это новая нефть. Наверное, с научной точки зрения так сказать нельзя, потому что из данных мы не можем генерировать энергию, тепло и электричество напрямую. Но часть правды в этом утверждении есть, и прежде всего потому, что данные, которые генерируются при добыче нефти, помогают ее добывать в оптимальном режиме. Сейчас настал такой период, когда цены на нефть достаточно низкие и нефтяным компаниям требуется оптимизировать свои затраты на разработку нефтегазовых месторождений. Именно поэтому многие нефтяники стали смотреть в сторону применения методов машинного обучения, методов искусственного интеллекта и вообще всего набора методов Big Data для оптимизации и удешевления своих технологических процессов.

Если мы посмотрим на историю работы с данными в нефтегазовой отрасли, то правильно будет выделить ранний период, конец XIX — начало XX века, когда люди работали с данными сугубо эмпирическим путем. Подход заключался в следующем: вот я вижу один холмик, а на соседнем холмике уже разбурили и начали добычу нефти, а значит, надо срочно разбурить вот этот холмик, который я вижу. Такой подход работы с данными полностью основан на опыте инженера-разработчика и анализе аналогичных случаев. В результате получалась очень плотная сетка разбуривания, было много вышек, которые располагались очень близко друг к другу. Был нанесен огромный урон экологии, вырубались леса. И как потом выяснилось с развитием нефтяной инженерии, такая система разработки месторождений приводила к тому, что добывалось на самом деле всего несколько процентов из той нефти, которую можно было бы добыть из этих месторождений. И участки плотно разбуренных месторождений фактически были загублены.

В 20–30-е годы XX века на горизонте появляются братья Шлюмберже, один из которых был физиком, а другой инженером. Они придумывают технологию, которая позволяет измерять физические свойства подземных формаций. Сначала они начали измерять электрическое сопротивление и делали это для того, чтобы понять, где можно искать металлические руды. Там, где под поверхностью земли есть металл, можно детектировать пониженное сопротивление. А потом пришла идея о том, что с помощью этих же измерений сопротивления можно локализовать зоны, где под землей находятся углеводороды: в этих участках сопротивление должно быть повышено.

После того как была придумана знаменитая четырехэлектродная схема измерений, подход к разбуриванию скважин стал существенно более рациональным. А еще через некоторое время придумали, как измерять физические свойства подземных залежей не только с поверхности земли, но и из скважин. Инструменты, которые разработаны для внутрискважинного каротажа братьями Шлюмберже, до сих пор являются основой всех высокоточных исследований свойств геологических формаций, в которых ожидают наличие углеводородов. Вокруг каротажных приборов построен сейчас целый бизнес. Много компаний занимаются внутрискважинными исследованиями, чтобы понять, где есть нефть или газ, сколько в каком количестве и как эффективно эти ресурсы можно добыть. Такой подход уже можно назвать эмпирическим с подкреплением физическими измерениями.

Если мы посмотрим на подход, который существует сейчас, его можно описать так: у нас есть множество измерений, которые позволяют судить о том, что содержится под землей. Из этих измерений мы с помощью большого количества экспертов, так называемых геологов и петрофизиков, собираем геологическую модель месторождения. Из геологической модели месторождения мы делаем гидродинамическую модель месторождения. Проводим большое количество вычислений различных сценариев разработки месторождений. Проводим моделирования, основанные на физических законах движения жидкостей в пластах. И уже на фоне этих промоделированных сценариев выбираем наиболее оптимальную схему разработки.

У нас есть эмпирические знания, множество измерений и их интерпретация, сделанная людьми. Также у нас есть физическое моделирование, и сейчас мы с помощью него стараемся выбрать максимально оптимальный вариант разработки месторождений. Этот подход похож на научный, кажется очень обоснованным, но это не совсем так, потому что при построении геологических моделей мы учитываем косвенные измерения, которые не дают прямой информации о том, сколько нефти находится далеко от скважины и как легко ее можно сместить в сторону скважин с помощью различных методов. Сейчас с развитием методов анализа данных, в том числе предсказательного анализа данных, мы имеем шанс сделать этот подход существенно более научным. Потому что методы машинного обучения позволяют учитывать данные, которые получаются с большой точностью, и с их помощью оптимизировать различные компоненты сложных процессов добычи нефти и газа.

В частности, данные, которые иллюстрируют, сколько каждая скважина отдает нефти, воды, газа, могут быть в оперативном режиме учтены, чтобы обновить и уточнить геологические и гидродинамические модели, которые описывают функционирование всего месторождения, всего пласта. И над собственно оптимизацией различных компонентов работы с месторождениями, начиная с самого первого этапа, когда происходит разведка, сейсморазведка, бурение так называемых разведочных скважин и их исследование, заканчивая этапом, когда уже пласт полностью введен в добычу и происходят процессы, которые на английском языке называются production management, люди стараются внедрять различные алгоритмы, связанные с применением методов машинного обучения. Сейчас вся индустрия, которая подразумевает применение методов предсказательной аналитики для нефтянки, находится в зачаточном состоянии, но ее потенциал огромен.

Чтобы локализовать новое месторождение, проводят операции, которые называются разведкой. Сейсмическая разведка — это основной тип разведки: много датчиков и вибраторов разбрасывают по поверхности земли, и они излучают сейсмические волны, которые отражаются от границы раздела пластов под поверхностью земли. Отраженные волны записываются с помощью распределенной системы датчиков. На базе этого строятся двухмерные срезы или трехмерные сейсмические кубы, которые отражают распределение отражающих поверхностей под землей, часть из которых могут быть границами продуктивных пластов.

На сейсмические изображения смотрит опытный геолог, определяет, какая часть внутри трехмерной картины представляет собой ловушку, и предлагает бурить разведочную скважину там. Процесс зависит от опыта геолога, который смотрит на эти месторождения. И машинное обучение, в частности глубокие нейронные сети, можно применять для автоматической обработки таких изображений. Такие методы позволяют автоматически сегментировать сложные, трехмерные изображения и выделять паттерны или объекты, которые представляют интерес. В других сферах двумерные изображения или видеоряды анализируются уже полностью в автоматическом режиме. Можно определить, где находится человек и даже что он делает. Для задач нефтяной отрасли по сейсмическим изображениям можно определить, где наибольшая вероятность нахождения продуктивного пласта и куда надо бурить первую разведочную скважину.

Когда разведочные скважины пробурены, в них проводятся измерения методом скважинного каротажа, который придумали братья Шлюмберже. Только братья Шлюмберже измеряли электрические свойства, а сейчас измеряется целый набор различных физических свойств. Чтобы по каротажным данным понять, в каких пластах, пропластках и более тонких геологических формациях наиболее перспективно ожидать хороший приток углеводородов, специалистам также нужно произвести комплексный анализ. В этой задаче тоже есть большой потенциал автоматизации и ухода от зависимости от человека, который делает интерпретацию. Можно реализовывать различные подходы машинного обучения. Глубокие нейронные сети не всегда помогают, поэтому мы применяем более простые и робастные методы, более классические методы, начиная с support vector machine и заканчивая подходами, которые называются random forest. Также популярно применение градиентного бустинга над деревьями-решателями.

После разведочных работ обычно идет, во-первых, построение геологической модели, а во-вторых, разбуривание множества скважин, из которых потом добываются углеводороды. И само разбуривание — это та компонента разработки всего месторождения, на которую нефтяные компании тратят самое большое количество денег. И когда нефть дешевая, им важно делать разбуривание максимально оптимальным, чтобы количество затраченных денег на сам процесс бурения заведомо окупалось тем количеством углеводорода, которое к этой скважине притечет.

Кроме того, сейчас происходит сланцевая революция. Она уже сильно сбила цены на нефть на мировом масштабе. Но разработка сланцевых месторождений происходит совсем не по тем лекалам, к которым мы привыкли при подходе к традиционным месторождениям. В частности, никто не знает, как правильно и полностью адекватно физически описать течение углеводородов в сланцевых пластах. Нет такого уравнения, как уравнение Дарси, которое применяется для терригенных коллекторов и которое бы полностью описывало весь процесс притока углеводородов в скважину.

Если мы не знаем физическую модель, нас может спасти машинное обучение. И это уже происходит на американских сланцевых месторождениях, когда по данным о профилях добычи со скважин можно получить представление о том, чего ожидать от новых скважин и как оптимально эти новые скважины расположить. Это еще одна большая область, куда можно направлять активность, связанную с машинным обучением. В России таких месторождений тоже очень много. И я думаю, что с иссяканием запасов в традиционных месторождениях нам нужно будет очень пристально смотреть на наши сланцы и на то, как их разрабатывать.

Самое глобальное направление с точки зрения применения машинного обучения в будущем — это полная автоматизация построения геологических моделей таким образом, чтобы максимально уменьшить неопределенности, которые у нас так или иначе есть, просто потому, что мы действительно не знаем, что происходит вдали от скважин с хорошей точностью. Глубокие нейронные сети самых различных архитектур надо будет настраивать на то, как действуют люди, чтобы описать пласт вдали, не имея прямых измерений. Эти нейронные сети, будучи настроены на опыт различных инженеров-геологов, будут воспроизводить и делать в автоматическом режиме весь тот процесс, который у группы геологов занимает годы. В конце концов у них будет накоплен опыт большого количества людей, независимо от экспертизы и компетенции того или иного инженера-геолога.

К этому автоматизированному построению геологических моделей в ближайшие годы нужно будет разработать присадку, которая бы корректировала эти модели в режиме реального времени, после того как появляются реальные данные о добыче со скважины. Нужно делать продвинутый history matching, который, в отличие от существующего history matching, был бы тоже полностью автоматизирован и независим от пользователя. Это то направление, где машинное обучение нужно применять, чтобы нефть добывалась рационально, оптимально и чтобы, как говорят на Западе, у нас была cost efficiency разработки нефтегазовых месторождений.

nangs.org

Конспект лекций Химия нефти и газа

Краткий конспект лекций «Химия нефти и газа»

Казахстанско-Британский технический университет

Краткий конспект лекций по курсу

Химия нефти и газа

Алматы 2010

Алматы 2010

Лекция 1

Тема: Развитие нефтегазовой отрасли в мире и Казахстане. Элементный состав нефтей

Доказанные мировые запасы нефти составляют около 140 млрд. т. Наибольшая часть мировых запасов - около 64% - приходится на Ближний и Средний Восток. Второе место занимает Америка, на долю которой приходится около 15%. Самые богатые нефтью страны - Саудовская Аравия (25% от доказанных мировых запасов), Ирак (10,8%), ОАЭ (9,3%), Кувейт (9,2%), Иран (8,6%) и Венесуэла (7,3%) - все они являются членами ОПЕК, на долю которого приходится около 78% от мировых запасов. Доказанные запасы стран СНГ, включая Казахстан, - около 6% от мировых, США - около 3%, Норвегии - около 1%.

Крупнейшие нефтяные месторождения мира представлены в таблице 1:

Месторождение

Страна

Начальные извлекаемые запасы

млрд.т

1 Гавар

Саудовская Аравия

10,2
2 Бурган Кувейт 9,9
3 Боливар Венесуэла 4,4
4 Сафания Саудовская Аравия 4,1
5 Румайла Ирак 2,7
6 Ахваз Иран 2,4
7 Киркук Ирак 2,2
8 Марун Иран 2,2
9 Гачсаран Иран 2,1
10 Ата-Джари Иран 1,7

Лекция 2

Тема: Углеводороды нефти и газаВ нефти присутствуют углеводороды, образующиеся на различных этапах геохимической истории органического вещества. Химический или групповой состав нефти характеризуется группами углеводородов, присутствующих во всех нефтях. Как правило, это следующие группы соединений:
  • парафиновые ( метановые) углеводороды (алканы)
  • нафтеновые углеводороды ( циклоалканы)
  • ароматические углеводороды (арены)
  • гибридные углеводороды (парафино-нафтено- ароматические)

Молекулярный состав нефти Низкомолекулярная часть нефти

1. Парафины ( алканы) Сnh3n+2 – (предельные, насыщенные углеводороды, алканы) химически наиболее устойчивы. При атмосферном давлении алканы с числом атомов углерода:

С1 - С4 - газообразные, С5 - С16 - жидкости,

С16 - твердые вещества.

2. Нафтены - циклические соединения, содержащие, как правило, больше 4-х атомов углерода. В основном в нефтях содержатся циклопентан С5Н10 ,циклогексан С6Н12 и их гомологи (от 25 до 75%).

Среднемолекулярная часть нефти

3. Арены (ароматические углеводороды) : Сnh3n-6- моноциклические ароматические углеводороды , Сnh3n-8 - бициклические смешанные углеводороды, Сnh3n-12 - бициклические ароматические углеводороды.

Высокомолекулярная часть нефти

4. Сложные арены - сложные полициклические ароматические углеводороды с тремя, четырьмя и пятью конденсированными

бензольными кольцами, многие сложные арены имеют гибридный характер.

5. Асфальты и смолы - наиболее высокомолекулярные соединения , в состав которых одновременно входят все составные части нефти, почти не отличаются от тяжелых остатков нефтепереработки. Асфальтены растворяются в бензине, смолы – не растворяются.

Лекция 3

Тема: Углеводороды, образующиеся при переработке нефти Алкены Сnh3n ненасыщенные углеводороды с двойной связью

Дегидрирование алканов

Гидрирование

Гидратация

Алкадиены:

Алкины:

sp-гибридизация углерода при тройной связи

Лекция 4

Тема: Химические свойства углеводородов нефти и газаПарафиновые углеводороды (алканы) с общей формулой Cnh3n+2 - самые распространенные углеводороды нефти и природного газа. Они наиболее химически устойчивы. Все алканы нормального строения от СН4 до С33Н68 выделены из нефти и газа. Кроме них встречаются и разветвленные алканы в небольших количествах.

Подвергаются интенсивной термической деструкции с образованием разветвленных алканов, могут образовывать как ненасыщенные, так и насыщенные УВ. В основном парафиновые углеводороды сосредоточены в нефтяных газах и бензино - керосиновых фракциях. В масляных дистиллятах их содержание резко падает до 5-20% масс. В некоторых нефтях в высококипящих фракциях парафины практически полностью отсутствуют.

Нафтеновые углеводороды - циклоалканы (цикланы) с общей формулой СnН2n составляют большую часть нефти. Простейшие цикланы — циклопропан, циклобутан и их гомо­логи — в нефтях не обнаружены. Циклопентан и циклооктан при обычной температуре– жидкости, высшие представители – твердые вещества. По химическим свойствам циклопарафины близки парафинам. Для них характерны реакции замещения. Нафтены входят в состав всех нефтей, присутствуют во всех фракциях и по общему содержанию преобла­дают над остальными классами углеводородов.

Содержание аренов представлено в нефтях бензолом и его гомологами, а также производными би- и полициклических углеводородов.

Углеводороды смешанного строения представляют собой сложные полициклические арены с тремя, четырьмя и пятью конденсированными бензольными кольцами, многие сложные арены имеют гибридный характер. Понятно, что сочетание этих элементов может быть исключительно разнообразным, а число изомеров огромным.

Смолисто-асфальтеновые вещества в нефтях и нефтяных остатках представляют собой сложные многокомпонентные смеси, обладающие различными полидисперсными структурами. Они концентрируются в тяжелых фракциях- мазутах, гудронах и полугудронах. Содержание смолисто-асфальтеновых веществ в нефтях зависит от их состава и может достигать до 45% и до 70% - в остатках. Смолисто-асфальтеновые вещества почти не отличаются от тяжелых остатков нефтепереработки.

Лекция 5

Тема: Неуглеводородные соединения нефти и газаКислородосодержащие соединения в большинстве нефтей редко составляют больше 10%. Они представлены кислотами, эфирами, фенолами и др. Содержание кислорода в нефтяных фракциях возрастает с повышением их температуры кипения. До 90-95% кислорода приходится на смолы и асфальтены.Азотосодержащие соединения делят на две большие группы: азотистые основания и нейтральные азотистые соединения.

Нейтральные азотистые соединения нефти представлены арилпроизводными пиррола и амидами кислот. С увеличением температуры кипения нефтяных фракций увеличивается содержание в них нейтральных азотистых соединений и падает содержание основных. Серосодержащие соединения неравномерно распределены в нефтях. Обычно их содержание увеличивается с повышением температуры кипения. Сера является наиболее распространенным гетероэлементом в нефтях и нефтепродуктах.

В нефтях сера встречается в виде растворенной элементарной серы, сероводорода, меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и производных тиофена, а также в виде сложных соединений, содержащих одновременно атомы серы, кислорода и азота в различных сочетаниях.Минеральные соединения представлены солями , образованными металлами и кислотами, металлическими комплексами, а также коллоидно-диспергированные минеральными веществами.

Элементы, входящие в состав этих веществ часто называют микроэлементами, их содержание колеблется от 2 до 10 %.

В состав нефти входят многие металлы, в том числе щелочные и щелочноземельные, металлы подгруппы меди, цинка, бора, ванадия, а также типичные неметаллы.

Лекция 6

Тема: Содержание примесей в нефтяхНефть, получаемую непосредственно из скважин, называют сырой. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима ее промышленная обработка: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ.

Важнейшими характеристиками сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей.

Нефть Относительная плотность, г/см3 Плотность API, °API
Легкая 0,800-0,839 36°-45,4°
Средняя 0,840-0,879 29,5°-36°
Тяжелая 0,880-0,920 22,3°-29,3°
Очень тяжелая более 0,920 Менее 22,3°

Плотность . Одно из главных свойств непереработанной нефти - это ее плотность, которая зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность, выраженная в г/см3, так и плотность, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах.

Относительная плотность = масса соединения / масса воды, API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5,

Содержание серы. Соединения серы в составе нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти недопустимо.

Содержание воды. При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей. В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться как в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, так и в виде стойкой эмульсии, тогда приходится прибегать к специальным методам обезвоживания.

Содержание механических примесей. Присутствие механических примесей в нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии.

Лекция 7

Тема: Свойства нефти и нефтепродуктовВязкость. Различают динамическую(абсолютную), кинематическую и относительную вязкость нефти.

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па к взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м2, при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1Н. По динамической вязкости расчетным путем определяют значения рациональных дебитов скважин.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ — м2/с. Данные о кинематической вязкости используются в технологических расчетах.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды.

Молярная масса ( М.М.) используется для анализа группового состава. Зависимость Б.П. Воинова:

М = a + bt + ct2

где t – средняя молекулярная температуру кипения фракции, а,в,с - коэффициенты.

Для характеристики температурных свойств нефтепродуктов введены такие показатели как – нижний и верхний пределы взрываемости, температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения и температура помутнения.

Температура кипения. Температура кипения углеводорода зависит от его строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения.

Температура застывания и плавления. Температура застывания и плавления различных видов нефти неодинакова. Обычно нефти в природе в жидком состоянии , однако некоторые из них загустевают при незначительном охлаждении.

Лекция 8

Тема: Классификация нефтей. Октановое число

Класс

Наименование Массовая доля серы, %
1 Малосернистая до 0,60
2 Сернистая 0,60-1,80
3 Высокосернистая 1,81-5,50
4 Особо высокосернистая свыше 3,50

Тип нефти

Наименование Показатель плотности при 20оС, кг/м3
0 0собо легкая Не более 830,0
1 Легкая 830,1-850,0
2 Средняя 850,1-870,0
3 Тяжелая 870,1-895,0
4 Битумозная Более 895,0
Наименование показателя Норма для нефти группы
1 гр. 2 гр. 3 гр.
1.Массовая доля воды, % не более 0,5 0,5 1,0
2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

100

300

900

3. Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

4.Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст),

не более

66,7

(500)

5. Содержание хлорорганических соединений, млн.-1(ррm) Не нормируется.

Определение обязательно

Наименование показателя

Норма для нефти вида

1 2 3
1. Массовая доля сероводорода, млн.-1(ppm), не более

20

50

100

2. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более

40

60

100

В отличие от ранее действующих технических нормативов в новом ГОСТ впервые предусмотрено определение хлорорганических соединений, сероводорода и легких меркаптанов.

Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому - к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.

Структура условного обозначения нефти

( ГОСТ Р 51858-2002)

Нефть Х Х Х Х Х

КлассТип

Группа

Вид

Обозначение настоящего стандарта

Октановое число определяет меру устойчивости топлива к преждевременному возгоранию в двигателе внутреннего сгорания (ДВС) или его детонационную стойкость.

Детонация – это самопроизвольное воспламенение топливовоздушной смеси, которое нарушает правильный ход процесса сгорания, что приводит к падению мощности и повышению токсичности отработавших газов.

Установлено, что при прочих одинаковых условиях наибольшей склонностью к детонации отличается н-гептан, а наименьшей—2,2,4-триметилпентан (изооктан).Эти углеводороды и были приняты в качестве эталонных при определении октанового числа. Принято, что октановое число изооктана равно 100, а н-гептана равно–0.

В настоящее время пользуются всеми перечисленными путями. Основные особенности детонационных характеристик отдельных групп углеводородов, входящих в состав бензинов таковы:

Алканы нормального строения: начиная с пентана углеводороды этого ряда характеризуются очень низким октановым числом, причём чем выше их молекулярная масса, тем октановые числа ниже. Существует почти линейная зависимость от их молекулярной массы.

Алканы разветвлённого строения: разветвление молекул предельного ряда резко повышает их детонационную стойкость, так у октана октановое число 20, а у 2,2,4 – триметилпентана (изооктана) 100.

Алкены: появление двойной связи в молекуле углеводородов нормального строения вызывает значительное повышение детонационной стойкости, по сравнению с соответствующими предельными углеводородами.

Циклоалканы: первые представители рядов циклопентана и циклогексана обладают хорошей детонационной стойкостью, особенно это относится к циклопентану. Эти углеводороды являются ценными составными частями бензина. Наличие боковых цепей нормального строения как у циклопентановых, так и циклогексановых углеводородов приводит к снижению их октанового числа.

Арены: почти все простейшие арены ряда бензола имеют октановые числа около 100 и выше. Арены и ароматизированные бензины наряду с разветвленными алканами - лучшие компоненты высокооктановых бензинов.

Лекция 9

newrefs.ru

Химия нефти и газа лекции

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

КОНЦПЕКТ ЛЕКЦИЙХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА

СОДЕРЖАНИЕ

Введение
1. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ
1.1. Гипотезы минерального происхождения
1.2. Развитие представлений об органическом происхождении нефти
1.3. Современные представления об образовании нефти игаза
1.4. Образование основных классов углеводородов нефти
2. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ И ГАЗА
2.1. Углеводородные соединения
2.2. Гетероорганические соединения
2.3. Микроэлементы
3. НЕФТЯНЫЕ ДИСПЕРСНЫЕ СИСТЕМЫ
3.1. Парафиновые углеводороды
3.2. Нафтеновые углеводороды
3.3. Ароматические углеводороды
3.4. Смолисто-асфальтеновые вещества
4. физико-химические свойства нефти
4.1. Плотность нефти
4.2. Вязкость нефти
4.3. Реологические свойства нефтей
4.4. Газосодержание нефти
4.5. Давление насыщения нефти газом
4.6. Сжимаемость нефти
4.7. Объемный коэффициент нефти
4.8. Тепловые свойства нефтей
4.9. Электрические свойства нефтей
4.10. Молекулярная масса
4.11. Температура кристаллизации, помутнения, застывания
4.12. Температура вспышки, воспламенения и самовоспламенения
4.13. Оптические свойства
4.14. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
5. СВОЙСТВА НЕФТЯНОГО ГАЗА
6. кЛАССИФИКАЦИИ НЕФТЕЙ
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

Нефть давно известна человечеству. Её использовали в Вавилоне и Византии как зажигательную смесь. В древнем Египте, Риме и междуречьи Тигра и Евфрата её применяли как вяжущий и гидроизоляционный материал при строительстве дорог, акведуков и других сооружений. С конца XVIII века продукт переработки нефти керосин стал использоваться для освещения жилищ и улиц, а с XIX века, с изобретением двигателей внутреннего сгорания нефтепродукты стали основным видом топлива для различных транспортных средств.

В отличие от других видов горючих ископаемых, нефть относительно легко добывается, транспортируется (по трубопроводам) и довольно просто перерабатывается в широкую гамму продуктов различного назначения. Поэтому неудивительно, что в большинстве стран мира на нефть приходится более половины топливно-энергетического комплекса.

Экономика государств зависит от нефти больше, чем от любого другого продукта. Поэтому нефть с начала ее промышленной добычи и до настоящего времени является предметом острой конкурентной борьбы, причиной многих международных конфликтов и войн. Природный газ, как и нефть, в первую очередь является энергетическим топливом. Большая часть добываемой в мире нефти (80 - 90 %) перерабатывается в различные виды топлива и смазочных материа­лов. Лишь около 10 % его идет на нужды химической промышленности.

История развития химии нефти связана с работами Д. И. Менделеева, Н. Д. Зелинского, В. В. Марковникова, К. В. Харичкова, В. Н. Ипатьева, А, А. Летнего и др., которые способствовали рождению химии нефти как науки. Становление ее произошло в конце 20-х - начале 30-х годов в стенах Московской горной акаде­мии, где профессор (позже академик) С. Н. Намёткин читал курс "Химия нефти". В 1932 г. вышла книга с таким же названием.

Основные, традиционные исследования в области химии нефти включают следующие направления. Первое - аналитическое направление, изучающее состав нефтей с целью практического применения нефтяных фракций и отдельных компонентов, а также решения геохимических задач по поиску новых месторождений нефти и газа. Знание потенциального химического состава нефти имеет определяющее значение для выбора оптимальной технологической схемы ее переработки. С помощью современных методов аналитической и органической химии в нефтях по данным Ал. А. Петрова было идентифицировано около 1000 индивидуальных соединений.

Второе направление исследований заключается в изучении свойств нефтяных систем в зависимости от Р, V, Т-условий и химического взаимодействия отдельных компонентов нефти. В условиях добычи, транспортировки, переработки и применения нефтяные системы могут находиться при повышенных температурах и давлениях, когда возможны химические превращения нефтяных компонентов.

Следует обратить внимание на то, что в химии нефти достаточно долго господствовал и сохранился до сих пор подход к нефтяным системам как к молекулярным растворам. До сих пор многие явления в нефтяных системах и техно­логические расчеты трактуются на основе физических законов, установленных для молекулярных растворов (законов Рауля-Дальтона, Генри, Ньютона, Дарси и т.д.). Однако представления о молекулярной структуре нефтяных систем не всегда описывает реальное поведение нефтяных систем и соответствует действительности.

С позиций коллоидной химии – нефть это сложная многокомпонентная смесь, проявляющая в зависимости от совокупности внешних условий свойства молекулярного раствора или дисперсной системы. К нефтяным дисперсным системам (НДС) относятся практически все виды природного углеводородного сырья, а также разные типы нефтепродуктов - от моторных топлив до коксов. Такой подход, основанный на рассмотрении дисперсной структуры различных НДС, позволяет оптимизировать без существенных материальных затрат те технологические процессы добычи, транспортировки и переработки нефти, а также свойства нефтепродуктов, которые не удавалось интенсифицировать другими способами.

Накопленный к настоящему времени экспериментальный материал убедительно доказывает, что дальнейшее игнорирование дисперсного строения нефти существенно ограничивает возможности по регулированию нефтеотдачи пласта. Конечно, нельзя не отметить исключительную сложность такого подхода. Она заключается в том, что специалисты в области химии нефти до сих пор не пришли к единому мнению о строении нефти, исследуя ее при нормальных условиях. А чаще всего контакт нефти с породой происходит при иных условиях: в присутствии внутрипластовой воды, в зоне повышенных температур и давлений.

При транспортировке в результате изменения внешних условий (например, температуры, давления, концентрации присадок) могут происходить многократные изменения макромолекулярной организации нефти вплоть до изменения агрегатного состояния, что, естественно, влияет на изменение ее гидродинамического со­противления при движении по трубе. Желательно снизить гидродинамическое сопротивление нефти, что обычно достигается с помощью полимерных присадок, однако в научном плане взаимодействия присадок с компонентами НДС еще не изучены.

При переработке нефти и применении нефтепродуктов происходят фазовые превращения с изменением как агрегатного состояния, так в ряде случаев и химического состава фаз. Регулирование фазовых переходов в НДС с помощью внешних фак­торов: силовых полей и добавок разнообразной природы, включая прием оптимального компаундирования нефтепродуктов, оказывается эффективным способом воздействия на параметры нефтетехнологических процессов и свойства нефтепродуктов. днако запасы нефти, к сожалению, ограничены, а разрабатываемые месторождения через некоторое время истощаются. Невозобновляемость и ограниченность ресурсов углеводородного сырья, которыми располагает человечество, усиливает остроту энергетической проблемы. По прогнозам производство сырой нефти достигнет пика во втором - третьем десятилетии будущего века, а дефицит запасов сопутствующих нефти природного газа и газоконденсатов начнет ощущаться уже с 2010 г.

Исчерпание нефтяных запасов ведет к необходимости более экономичного использования нефти путем увеличения коэффициента нефтеотдачи, оптимизации процессов транспортировки и увеличения глубины переработки нефти, рационального применения нефтепродуктов с учетом их экологических свойств, что невозможно без всесторонних физико-химических исследований состава, структуры и свойств нефти.1. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИИстоки современных представлений о происхождении нефти возникли в XVIII — начале XIX в. М. В. Ломоносов (1757 г.) заложил основы гипотезы органического происхождения нефти, объясняя ее образование воздействием "подземного огня" на "окаменелые уголья", в результате чего, по его мнению, образовывались асфальты, нефти и "каменные масла". Идея о минеральном происхождении нефти впервые была высказана А. Гумбольтом в 1805 г.

Развитие химии, эксперименты по неорганическому синтезу углеводородов (УВ), проведенные М. Бертло (1866 г.), Г. Биассоном (1871 г.), послужили отправной точкой для развития гипотезы минерального происхождения. Д. И. Менделеев, придерживавшийся до 1867 г. представлений об органическом происхождении нефти, в 1877 г. сформулировал известную гипотезу ее минерального происхождения, согласно которой нефть образуется на больших глубинах при высокой температуре вследствие взаимодействия воды с карбидами металлов.

За прошедшее столетие накопилось огромное количество химических, геохимических и геологических данных, проливающих свет на проблему происхождения нефти. В настоящее время преобладающая часть ученых — химиков, геохимиков и геологов — считает наиболее обоснованными представления об органическом генезисе нефти, хотя имеются ученые, которые до сих пор отдают предпочтение минеральной гипотезе ее образования.1.1. Гипотезы минерального происхождения нефтиВсе гипотезы минерального происхождения нефти объединяет идея синтеза УВ, кислород-, серо- и азотсодержащих компонентов нефти из простых исходных веществ — С, Н2, СО, СО2, СН4, Н2О и радикалов при высоких температурах и взаимодействии продуктов синтеза с минеральной частью глубинных пород.

Менделеев Д. И. считал, что основой процесса образования углеводородов является взаимодействие карбидов металлов глубинных пород с водой, которая проникает по трещинам с поверхности на большую глубину.

Схема процесса представлялась следующим образом:

2FeC + ЗН20 = Fe2O3 + С2Н6

или в общем виде можно записать:

МСm + mН20 —> МОm + (СН2)m.

Образовавшиеся в газообразном состоянии углеводороды, по мнению Д. И. Менделеева, поднимались затем в верхнюю холодную часть земной коры, где они конденсировались и накапливались в пористых осадочных породах. Карбиды металлов в то время в глубинных породах еще не были известны. В настоящее время предположение Менделеева подтвердилось, в глубинных породах найдены карбиды ряда элементов (FeC, TiC, Сг2Сз, WC, SiC). Но крупных скоплений они не образуют; это мельчайшие (доли миллиметра) редко встречающиеся и рассеянные в породах минеральные выделения. Поэтому процесс образования углеводородов в огромных количествах, которые известны в природе, с этих позиций объяснить очень трудно. Не вызывает сомнений сейчас также, что вода с поверхности по трещинам на большие глубины поступать не может. Но это и не существенно, флюидная фаза глубинных пород в определенных условиях воду содержит, поэтому в принципе ее взаимодействие с карбидами возможно. Вполне вероятно и образование простейших углеводородов, однако вряд ли это возможно в больших количествах.

В 1892 г. Соколовым Н. А. была выдвинута гипотеза космического происхождения нефти. Суть ее сводится к тому же минеральному синтезу углеводородов из простых веществ, но на первоначальной, космической стадии формирования Земли.

Предполагалось, что образовавшиеся углеводороды находились в газовой оболочке, а по мере остывания поглощались породами формировавшейся земной коры. Высвобождаясь затем из остывавших магматических пород, углеводороды поднимались в верхнюю часть земной коры, где образовывали скопления. В основе этой гипотезы были факты о наличии углерода и водорода в хвостах комет и углеводородов в метеоритах. Согласно современным данным в атмосфере Юпитера и Титана, а также в газопылевых облаках обнаружены С2Н2, С2Н4, С2Н6, С3Н8, HCN, C2N2. В метеоритах обнаружены твердые углистые вещества, нормальные алканы, аминокислоты. Однако происхождение их неясно.

Ряд аргументов сторонников минерального происхождения нефти основан на термодинамических расчетах. Чекалюк Э. Б. попытался определить температуру нефтеобразования по соотношениям между некоторыми изомерными углеводородами, допуская, что высокотемпературный синтез приводит к образованию термодинамически равновесных смесей. Рассчитанная таким образом температура нефтеобразования составила 450—900°С, что соответствует температуре глубинной зоны 100—160 км в пределах верхней мантии Земли. Однако для тех же нефтей расчет по другим изомерным парам дает другие значения температуры (от —100 до 20000°С), совершенно нереальные в условиях земной коры и мантии. В настоящее время доказано, что изомерные углеводороды нефтей являются неравновесными системами. С другой стороны, расчеты термодинамических свойств углеводородов в области очень высоких давлений (десятки тысяч паскалей) весьма условны, из-за необходимости прибегать к сверхдальним экстраполяциям.

В глубинных условиях Земли при наличии С и Н2 синтез СН4, его гомологов и некоторых более высокомолекулярных соединений вполне возможен и происходит. Но пока нет достаточных ни теоретических, ни экспериментальных данных, которые могли бы однозначно доказать возможность минерального синтеза такой сложной и закономерной по составу системы углеводородов, азот-, серо- и кислородсодержащих соединений, какой является природная нефть, которая обладает оптической активностью и весьма сходна по многим признакам на молекулярном и изотопном уровнях с живым веществом организмов и биоорганическим веществом осадочных пород.

Геологические доказательства минеральной гипотезы — наличие следов метана и некоторых нефтяных углеводородов в глубинных кристаллических породах, в газах и магмах, извергающихся из вулканов, проявления нефти и газа по некоторым глубинным разломам и т. п. — являются косвенными и всегда допускают двойную трактовку. Внедряющиеся в земную кору глубинные породы расплавляют и ассимилируют осадочные породы с имеющимся в них биогенным органическим веществом; жерла вулканов также проходят через осадочные толщи, причем иногда регионально-нефтегазоносные, поэтому находимые в них СН4 и некоторые другие нефтяные углеводороды могли образоваться не только в результате минерального синтеза, но и при термической деструкции захваченного биогенного органического вещества осадочных пород или при поступлении нефти в осадочные породы уже после остывания магматических пород. Но главное доказательство состоит в большом сходстве химических и геохимических показателей многих углеводородных и неуглеводородных соединений нефти саналогичными компонентами живого вещества организмов и биогенного органического вещества современных осадков и древних осадочных пород.1.2. Развитие представлений об органическом происхождении нефтиГениальная догадка М. В. Ломоносова об образовании нефти в результате воздействия повышенной температуры на биогенное органическое вещество осадочных пород начала получать подтверждение в конце XIX — начале XX веков при проведении экспериментальных химических и геологических исследований.

Энглер (1888 г.) при перегонке сельдевого жира получил коричневого цвета масла, горючие газы и воду. В легкой фракции масел содержались углеводороды от gs до С9, во фракции >300°С — парафины, нафтены, олефины и ароматические угле­водороды. Возникла гипотеза образования нефти из жиров животного происхождения. В 1919 г. Н. Д. Зелинский подвергнул перегонке озерный сапропелевый ил, почти нацело состоявший из растительного материала — остатков планктонных водорослей с высоким содержанием липидов. При этом были получены кокс, смолы, газ и пирогенетическая вода. Газ состоял из СН4, СО2, Н2 и h3S. Смола содержала бензин, керосин и тяжелые смолистые вещества. В бензине были обнаружены алканы, нафтены и арены; в керосине преобладали циклические полиметиленовые углеводороды. Полученная смесь углеводородов во многом была сходна с природной нефтью, тяжелые фракции обладали оптической активностью.

Оптическая активность — одно из фундаментальных свойств, общих для живого вещества, продуктов его преобразования и природных нефтей. При минеральном синтезе углеводородов возникают рацемические смеси, не обладающие оптической активностью, поскольку они содержат равное количество лево- и правовращающих молекул, что выгодно с позиций термодинамики (такая смесь характеризуется максимумом энтропии). Для живой природы, напротив, характерна зеркальная асимметрия: все биогенные аминокислоты — левые, сахара — правые зеркальные изомеры. Оптическая асимметрия органических молекул — достаточное основание для утверждения о наличии живого вещества или продуктов его посмертного преобразования. С этих позиций оптически активная нефть может быть только продуктом биосферы, а не минерального синтеза. Оптическая активность нефтей связана главным образом с углеводородами типа тритерпанов и стеранов.

Получение оптически активных нефтеподобных продуктов при перегонке органического вещества планктонных водорослей послужило основой для гипотезы происхождения нефти из растительного материала. Этому способствовали и геологические исследования. При поисках и разведке нефтяных месторождений геологи уже в XIX веке стали отмечать частую приуроченность нефтяных залежей к древним морским отложениям, обогащенным сапропелевым органическим веществом, которые были названы нефтематеринскими.

Начиная с работ А. Д. Архангельского (1927 г.) и П. Д. Траска (1926—1932 гг.) развернулись исследования органического вещества современных осадков и древних осадочных пород. Значительное влияние на направление исследований оказал И. М. Губкин. Он подчеркивал, что широкое региональное распространение месторождений нефти в осадочных толщах заставляет отбросить любые возможные экзотические источники для образования нефти (животные жиры, скопления морской травы и т. п.) и считать, что источником нефти может быть только широко распространенное в осадочных породах рассеянное органическое вещество смешанного растительно-животного происхождения. Позже оказалось, правда, что в нем обычно преобладает сапропелевый материал, состоящий из остатков мельчайших планктонных водорослей. Его средняя концентрация в осадочных глинистых породах несколько менее 1 %, но в ряде битуминозных сланцев, с которыми нередко связана промышленная нефтеносность,— до 5—6, а иногда и до 10—20 %.

Гумусовое органическое вещество, источником которого является наземная растительность, распространено, в основном, в континентальных угленосных отложениях, в которых встречаются залежи углеводородного газа, но, как правило, отсутствуют залежи нефти. Это вполне понятно, так как в гумусовом веществе обычно очень мало липидного материала, и при повышении температуры оно генерирует только сухой метановый газ.

Исследования морских планктонных организмов, иловых бактерий показали, что они содержат значительное количество липидного материала (иногда до 40 %), из которого легко могут образоваться углеводороды, а также небольшое количество са­мих углеводородов — до 0,06 %. В органическом веществе мор­ских илов обнаружено уже до 3—5 % битуминозных веществ и до 0,5 % углеводородов. Причем, они представлены всеми характерными для нефти классами — алканами, нафтенами и аренами. Правда, в отличие от нефти, в них еще нет легких угле­водородов бензиновых фракций.

Изучение сапропелевого органического вещества осадочных пород, испытавших погружение на 2—3 км и температуру до 100—150°С, показало, что оно содержит уже до 10—20 % битуминозных веществ (масел, смол, асфальтенов), до 10—12 % углеводородов, в том числе до 2—3 % низкокипящих (С6—С14). В них присутствуют все основные классы нефтяных углеводородов— алканы, изоалканы, нафтены и арены. Имеются также азот-, серо- и кислородсодержащие соединения, свойственные нефтям.

Детальные исследования выявляли все большие черты сходства между углеводородами рассеянного органического вещества осадочных пород, названных Н. Б. Вассоевичем микро-нефтью, и нефтями из ее месторождений.

Важное значение имело открытие в нефтях унаследованных от живого вещества биомолекул. Это, прежде всего порфирины, состоящие из четырех пиррольных колец, образующих через атом азота комплексные соединения с металлами (обычно с V и Ni). Их образование из хлорофилла растений не вызывает сомнений. С ростом глубины и повышением температуры в, недрах содержание порфиринов в нефтях падает, поскольку они термически нестойки. Поэтому представить себе возможность поступления порфиринов в нефть из высокотемпературных зон вместе с продуктами минерального синтеза абсолютно невозможно.

хлорофилл ванадилпорфиринВ формулах Фт означает фитол. Важными "биогенными метками" ("биомаркерами") являются свойственные живому веществу многие изопреноидные углеводороды, особенно фитан (С20) и пристав (С19), возникновение которых связывают с фитолом — периферическим структурным элементом молекулы хлорофилла. Встречается пристан и в "готовом" виде в теле некоторых животных.

Интересно, что углеводород С20Н42 теоретически может иметь более 366 тыс. изомеров, но в нефтях в заметных количествах присутствует только один из них — фитан, структура которого характерна для живого вещества.

Очень многие "биомаркеры" в органическом веществе осадков и нефтях представлены полициклическими углеводородами типа стеранов и тритерпанов, в частности гопанов. Многие из них, несомненно, являются производными таких характерных биомолекул, как стероиды и тритерпеноиды, которые имеются во всех живых организмах, от простейших цианобактерий до высших млекопитающих, и имеют важное биохимическое значение. К нам относятся холестерин, фитостерин и др.

Благодаря большому сходству в молекулярной структуре между стероидами и стеранами, тритерпеноидами и тритерпанами (гопанами) живого вещества и нефтей, их присутствие является надежным показателем органического генезиса нефти.

По стереохимическим особенностям нефтяные стераны и тритерпаны все-таки несколько отличаются от исходных биологических соединений, что связано с изменениями при термическом превращении пространственного строения одного или нескольких хиральных центров биомолекул. Пентациклические тритерпены встречаются в основном в наземных растениях; в органическом веществе морских осадочных пород и в нефтях распространены тетрациклические углеводороды — стераны (гопаны), свойственные сине-зеленым планктонным водорослям, которые являлись одним из основных биопродуцентов при накоплении сапропелевого органического вещества в морских осадках в течение всего геологического времени.

К унаследованным биогенным структурам относятся и нормальные алканы (от С17 и выше). Содержание их в нефтях достигает 10—15, а иногда и 30 %. Свидетельством образования н-алканов из биогенных жирных кислот являются случаи преобладания в малопреобразованных нефтях н-алканов с нечетным числом атомов углерода над "четными". Для живого вещества и образованного из него органического вещества осадков всегда характерно преобладание жирных кислот с четным числом ато­мов углерода. При декарбоксилировании "четных" жирных кис­лот образуются "нечетные" углеводороды, например, в случае пальмитиновой кислоты:

С1бН32О2 —> С15Нз2 + СО2.

Постепенное сглаживание этих первичных генетических при­знаков до примерно одинаковой концентрации "четных" и "нечетных" н-алканов и в органическом веществе нефтематеринских пород и в нефтях залежей происходит по мере нарастания глубины и температуры в недрах вследствие вторичных реакций.

Таким образом, по многим признакам на молекулярном уровне и наличию "биомаркеров" прослеживается связь между живым веществом организмов, органическим веществом осадочных нефтематеринских пород и нефтями в залежах. Суммарное количество унаследованных от живого вещества биогенных молекулярных структур иногда достигает в нефтях 30 % от их массы.

Детальное изучение состава и распределения "биомаркеров" в органическом веществе осадочных пород и в нефтях позволяет не только утверждать органическое происхождение нефти, но даже определять для конкретных залежей, из каких именно отложений в них поступали нефтяные углеводороды при формировании месторождений. Этот вопрос успешно решается также и по сходству изотопного состава углерода в аналогичных фракциях битуминозных компонентов органического вещества осадочных пород и нефтей.

Оказалось, что в осадочных толщах Земли в составе органического вещества содержится огромное количество рассеянных нефтяных углеводородов (микронефти) — порядка 1014 т, которое, по крайней мере, в 100 раз превышает все открытые и предполагаемые мировые запасы нефти в ее месторождениях. Следовательно, для образования всех нефтяных месторождений было достаточно, чтобы в процессе миграции рассеянных нефтяных углеводородов совместно с газами и водами в благоприятных геологических условиях (в пористых пластах на антиклинальных ловушках) скопилось не более 1 % от их общего количества.

Известно, что нефть распределена в осадочных толщах неравномерно, и это также понятно с позиций органической концепции ее образования. Исходное для нефти органическое вещество накапливалось в осадках в течение геологического вре­мени неравномерно. Максимум его накопления в девонских, юрско-меловых и третичных отложениях соответствуют максимальные массы образовавшихся рассеянных нефтяных углеводородов в нефтематеринских отложениях этого возраста и максимумы запасов нефти в открытых месторождениях.

Таким образом, все химические, геохимические и геологические данные с несомненностью свидетельствуют об органиче­ском происхождении нефти.

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

historich.ru

Лекция 12 - Лекции+химия+нефти+и+газа - Конспект лекций Химия нефти и газа

Лекция 12

Тема: Схемы и способы переработки нефти. Буровые растворы.

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти: фонтанный, компрессорный и глубинно-насосный, каждый из которых зависит от давления в пластах.

Фонтанный способ применяется в основном только в начальный период эксплуатации месторождения. Здесь используется давление пласта, по стволу скважины от забоя жидкость и газ поднимаются на поверхность только под действием пластовой энергии.

Компрессорныйили газлифтный способ эксплуатации скважин относится к механизированному методу, когда используется подводимая извне энергия. Этот способ применяется в случае, если давление в пласте низковато для фонтанирования нефти. В скважину компрессором закачивается сжатый газ (углеводородный или крайне редко воздух), который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается и в результате воздействия энергии сжатого газа нефть начинает подниматься на поверхность.

Глубинно-насосный метод наиболее распространенный способ добычи нефти. Он применяется при большом падении давления в пласте. В скважину на штангах опускаются насосы (штанговые скважинные насосы или погружные центробежные электронасосы), приводимые в действие за счет энергии, передаваемой различными способами.

Для подъема нефти штанговыми насосами, в скважину опускают трубы, внутри которых находится цилиндр и всасывающий клапан. При перемещении плунжера находящегося внутри цилиндра нефть из цилиндра постепенно поднимается на поверхность.

Буровые растворы. Понятие «Буровые растворы» охватывает широкий круг жидких, суспензионных и аэрированных сред, выполняющих различные функции:

  1. улучшение буримости породы, ее размыв и вынос,
  2. сохранение целостности стенок скважины,
  3. предохранение бурового оборудования от коррозии
  4. удержание твердых частиц во взвешенном состоянии во время приостановки бурения,
  5. регулирование внутрипластового давления и т.д.

Топливный вариант переработки нефтей применяется для производства моторных и котельного топлива. Различают неглубокую и глубокую переработку нефти.

При топливно - масляной переработке нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел, поэтому для их получения подбирают нефть с потенциально высоким содержанием масляных фракций. В этом варианте количество технологических установок также минимально.

Нефтехимический (комплексный)вариант переработки нефти предусматривает не только выработку высококачественных моторных топлив и смазочных масел, но и производство сырья для тяжелого органического синтеза.

Лекция 13

Тема: Природные и попутные газы. Газоконденсаты. Переработка попутных газов и газоконденсатовВ зависимости от происхождения нефтяные газы делятся на природные, попутные и искусственные.

Природные газы добываются из самостоятельных месторождений, попутные – совместно с нефтью. Искусственные газы образуются при переработке нефти каталитическими и термическими методами. Составы газов заметно отличаются друг от друга.

Искусственные газы. При переработке нефти образуется достаточно много углеводородных газов от метана Сh5 до бутанов С3Н8 включительно. Источник номер один - прямая перегонка. Выход газов здесь зависит исключительно от степени стабилизации нефти на промыслах или при транспорте. Подчеркнем, что в газах атмосферно-вакуумной трубчатки почти нет метана, мало этана и на 80 - 85% они состоят из пропана и бутанов.

Попутные нефтяные газы – это природные газы, сопровождающие нефть и выделяющиеся при ее добыче. Характерной особенностью состава газов нефтяных попутных является наличие в них, кроме метана, также этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих газах нефтяных попутных присутствуют сероводород и негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы – He, Ar. Последние содержатся в количествах, редко представляющих промышленный интерес.

Состав нефтяных попутных газов зависит от природы нефти, в которую они заключены, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины.

Большая часть нефтяных попутных газов относится к «жирным» газам, содержащим, кроме метана, тяжелые углеводороды (пропан, бутан и т.д.) в количестве 50 г/м и выше. Газы, состоящие преимущественно из метана и содержащие до 50 г/м тяжелых углеводородов, называют «сухими», или «тощими». Это, в основном, газы чисто газовых месторождений, содержание метана в них может составлять 90-98 %.

Природные газы – это газы, содержащиеся в недрах Земли, а также газы земной атмосферы. Природные газы частично растворены в подземных и наземных водах и нефтях, сорбированы углями и некоторыми глинистыми породами. Они выделяются из недр земли при вулканической деятельности по тектоническим трещинам, связанным с газоносными пластами, выносятся минеральными источниками.

Способы разделения смеси газов на индивидуальные компоненты, пригодные для даль­нейшей переработки технические фракции включают следую­щие процессы: конденсация, компрессия, абсорбция, ректифика­ция, адсорбция. На ГФУ эти процессы комбинируются в различ­ных сочетаниях.

topuch.ru


Смотрите также