Скачать презентацию
Идет загрузка презентации. Пожалуйста, подождите
Презентация была опубликована 8 лет назад пользователемВадим Мишков
1 Н ЕФТЬ, Г АЗ, К ОНДЕНСАТ 1
2 2
3 П О ФАЗОВОМУ СООТНОШЕНИЮ НЕФТИ И ГАЗА : НЕФТЯНЫЕ, СОДЕРЖАЩИЕ ТОЛЬКО НЕФТЬ, НАСЫЩЕННУЮ В РАЗЛИЧНОЙ СТЕПЕНИ ГАЗОМ ; ГАЗОНЕФТЯНЫЕ, В КОТОРЫХ ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ ЗАЛЕЖИ НЕФТЯНАЯ, А ГАЗОВАЯ ШАПКА НЕ ПРЕВЫШАЕТ ПО ОБЪЕМУ УСЛОВНОГО ТОПЛИВА НЕФТЯНУЮ ЧАСТЬ ЗАЛЕЖИ ; НЕФТЕГАЗОВЫЕ, К КОТОРЫМ ОТНОСЯТСЯ ГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ С НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ, В КОТОРОЙ НЕФТЯНАЯ ЧАСТЬ СОСТАВЛЯЕТ ПО ОБЪЕМУ УСЛОВНОГО ТОПЛИВА МЕНЕЕ 50%; ГАЗОВЫЕ, СОДЕРЖАЩИЕ ТОЛЬКО ГАЗ ; ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, СОДЕРЖАЩИЕ ГАЗ С КОНДЕНСАТОМ ; НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, СОДЕРЖАЩИЕ НЕФТЬ, ГАЗ И КОНДЕНСАТ. 3
4 В зависимости от взаимного количества нефти и газа, по типам флюидов залежи разделяют на газовые(1), газовые с нефтяной оторочкой (до 20%газа)(2), газоконденсатные(3), нефти газоконденсатные (4), нефтигазовые (5). 1 – газ, 2 – газоконденсат, нефть, 4 - вода. 4
5 Месторождение природного газа совокупность залежей природного газа и газоконденсата на определённой территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются газовые скважины.природного газа газоконденсата Рациональная разработка газовых месторождений базируется на научной теории движения газа в пористой среде. Основоположником этой теории является академик Л.С. Лейбензон (классическая работа этого автора "Движение газов в пористой среде" вышла в 1929 году)разработка газовых месторождений 5
6 Газоконденсатные залежи это скопления в недрах газообразных углеводородов, из которых при снижении давления выделяется жидкая углеводородная фаза конденсат (смесь углеводородов пентана и более высоких гомологов метана). Т.е. продукцией г/к скважины является газ и конденсат. Г/к залежь: жидкость (углеводороды) растворены в сжатом газе. В газах этих месторождений содержатся 25 % и более жидких углеводородов. Содержание конденсата в газе различных газоконденсатных залежей изменяется в широких пределах: от 510 см 3 /м 3 (Рудки, Пунгинское) до см 3 /м 3 (Русский Хутор, Вуктыл) и даже 1000 см 3 /м 3 и более (Талалаевское). 6
7 Н ЕФТЯНАЯ ЗАЛЕЖЬ : ГАЗ РАСТВОРЕН В ЖИДКОСТИ ( НЕФТИ ). 7
8 Выходящая из земных недр на дневную поверхность сырая нефть содержит не только смесь углеводородных и неуглеводородных соединений, но и попутный газ, воду, механические примеси. Все эти компоненты образуют олеофобную нефтяную дисперсную систему, подлежащую разделению, первый этап которого осуществляется в промысловых условиях, а второй этап (глубокое обезвоживание и обессоливание) на НПЗ 8
9 9
10 Попутный газ –это легкая углеводородная часть нефти, выделяющаяся из нее при снижении пластового давления до давления (до 1,0 МПа) в сепараторах установок комплексной подготовки нефти (УКПН). Даже после промысловой сепарации газ (от метана до пентанов) в количестве до 1,5 % масс. остается в нефти в растворенном состоянии или в виде взвешенных пузырьков (размером до мкм), образуя дисперсную систему типа газовой эмульсии. 10
11 Пластовая вода неизбежно сопровождает добываемую нефть. Обводненность нефти повышается по мере эксплуатации скважины особенно вследствие распространенного в России способа увеличения нефтидобычи закачкой пресной воды в пласт. В настоящее время средняя обводненность российских нефтий в целом составляет около 50%. Интенсивное смешение нефти с водой приводит к образованию дисперсных систем типа водонефтяных эмульсий с размером капель дисперсной фазы от нескольких до 1000 мкм. Большая часть воды отделяется на промысле в отстойниках установок УКПН, однако высокодиспергированная часть воды остается в нефти. 11
12 Механические примеси нефти представлены дисперсными частицами горных пород, выносимых из призабойной зоны скважины (ПЗС), продуктами коррозии нефтипромыслового оборудования и нерастворимыми компонентами самой нефти (асфальто-смоло-парафиновыми соединениями - АСПО), поэтому добываемая нефть представляет собой не только водонефтяную эмульсию, но и полигетерогенную дисперсную систему типа золя или суспензии. Промышленное разделение этих НДС также проводится в сепараторах и отстойниках УКПН на промыслах. 12
13 После промысловой подготовки нефти аттестуются в соответствии с введенным в 2002 году ГОСТ по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды. Например, нефть, поставляемая на экспорт, должна соответствовать следующим требованиям (дополнительно определяют выход фракций и массовую долю парафина: массовая доля воды, %, не более 0,5 концентрация хлористых солей, мг/дм 3, не более 100 давление насыщенных паров, к Па (мм.рт.ст.), не более 66,7 (500) содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ppm – part per million) не нормируется (определение обязательно) 13
14 Наряду с понятием сырая нефть существует понятие товарная нефть. Сырая нефть – это жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержат растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса. Товарная нефть - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке. 14
15 Углеводородные газы принято подразделять (классифицировать) в зависимости от происхождения на следующие группы: 1) Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они в основном состоят из метана и являются тощими или сухими. Тяжелых углеводородов (от пропана и выше) сухие газы содержат менее 50 г/м 3 ; 2) Газы, которые выделяются из скважин нефтяных месторождений совместно с нефтью, называются попутными. Кроме метана они содержат значительное количество тяжелых углеводородов (обычно свыше 150 г/м 3 ) и являются жирными газами. Жирные газы – это смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина; 3) Газы конденсатных месторождений состоят из смеси сухого газа и паров конденсата, который выпадает при снижении давления (процесс обратной конденсации). Пары конденсата – это смесь паров тяжелых углеводородов, содержащих С 5 и выше (бензина, лигроина, керосина); 15
16 4) ИСКУССТВЕННЫЕ, ПОЛУЧАЕМЫЕ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ ( НЕФТЕЗАВОДСКИЕ ) И ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ ( КОКСОВЫЙ, ГЕНЕРАТОРНЫЙ, ДОМЕННЫЙ И ДР.); 5) КАМЕННОУГОЛЬНЫЕ ГАЗЫ, СОДЕРЖАЩИЕСЯ В УГЛЯХ. Г АЗЫ ГАЗОВЫХ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРЕДСТАВЛЯЮТ СОБОЙ СМЕСЬ ПРЕДЕЛЬНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ. Г АЗ СОДЕРЖИТ ТАКЖЕ НЕУГЛЕВОДОРОДНЫЕ КОМПОНЕНТЫ : АЗОТ, ДИОКСИД УГЛЕРОДА, СЕРОВОДОРОД, ИНЕРТНЫЕ ГАЗЫ - ГЕЛИЙ, АРГОН И ДР. 16
17 Д ЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ГАЗОВ И ПРОГНОЗА ТИПА ЗАЛЕЖЕЙ ИСПОЛЬЗУЮТ РАЗЛИЧНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ : КОЭФФИЦИЕНТ « ЖИРНОСТИ » - ОТНОШЕНИЕ СУММЫ ГОМОЛОГОВ МЕТАНА К СОДЕРЖАНИЮ МЕТАНА С 2+В / СН 4 ; КОЭФФИЦИЕНТ ОБОГАЩЕННОСТИ УГЛЕВОДОРОДАМИ – ОТНОШЕНИЕ СУММЫ УГЛЕВОДОРОДОВ К АЗОТУ (СН 4 +С 2 Н 6 +В)/N 2 ; КОЭФФИЦИЕНТ ЭТАНИЗАЦИИ – ОТНОШЕНИЕ ЭТАНА К ПРОПАНУ С 2 Н 6 /С 3 Н 8 : : 0,3 – 1,5 ГАЗ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ; 1 – 3 ГАЗ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ ; 2 – 6 ГАЗ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ ; > 5 ГАЗ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ 17
18 Химический состав нефтий Парафиновые углеводороды, относящиеся к гомологическому ряду метана и отвечающие общей формуле С n Н 2n+2, широко представлены в нефтях, особенно в легких и средних ее частях (С 5 – С 15 ). В природе не обнаружены нефти, не содержащие парафиновых углеводородов. Парафиновые углеводороды в зависимости от фракционного состава, температур плавления и кристаллической структуры разделяются на жидкие (t пл ниже 27 °С), твердые (t пл от 28 до °С) и микрокристаллические - церезины (t повыше °С). 18
19 Жидкие парафины представляют собой в основном н-алканы с числом атомов углерода в молекуле от С 9 до С 24, они выкипают в интервале температур от 180 до °С. К твердым парафинам относятся н-алканы с числом атомов углерода в молекуле от С 20 до С 40, выкипающие в пределах °С. Твердые парафины, получаемые из дистиллятного сырья, целесообразно разделить на низкоплавкие (t пл °C), среднеплавкие (t пл °C) и высоко плавкие (t пл выше 60 °С). Все три категории твердых парафинов характеризуются крупнокристаллической структурой. 19
20 По существующей номенклатуре твердые углеводороды нефти делят на парафины и церезины. Такое деление основано на различии их кристаллической структуры, химических и физических свойств. При одинаковой температуре плавления церезины отличаются от парафинов бо льшей молекулярной массой, плотностью и вязкостью. 20
21 Микрокристаллические парафины (церезины) представляют собой твердые углеводороды, выделенные главным образом из остаточных продуктов и кипящие при температурах выше 450 °С. 21
22 Высококипящие фракции нефти содержат преимущественно полициклические конденсированные реже неконденсированные нафтены с 2 – 4 циклами с общей формулой С n Н2 n+2 - 2Kц, где n – число атомов углерода, К ц – число цикла новых колец. Содержание циклоалканов (нафтенов) в нефти колеблется от 25 до 75 % (масс). Цикло алканы присутствуют во всех фракциях. Их содержание обычно растет по мере утяжеления фракций, и только в наиболее высококипящих масляных фракциях оно падает за счет увеличения количества ароматических структур. Наиболее устойчивы пяти и шестичленные циклы, которые и преобладают в нефтях. 22
23 Арены (ароматические углеводороды) с формулой С n Н n+2-2 Kл, где Кл – число ароматических колец, содержатся в нефтях, как правило, в меньших количествах по сравнению с алканами и циклоалканами. Общее содержание этих углеводородов в различных нефти колеблется в достаточно широких пределах, составляя в среднем 10-20%. Этот класс углеводородов представлен в нефтях бензолом и его гомологами, а также производными би- и полициклических соединений. В нефтях содержаться и углеводороды с гибридными структурами, имеющие не только мареновые циклы и алкановые цепи, но и циклоалкановые циклы. 23
24 Нефтяные смолы - высокомолекулярные гетероатомные компоненты нефти, растворимые в низкокипящих насыщенных углеводородах. Твердые или высоковязкие аморфные малолетучие вещества черного или бурого цвета; среднечисленная молекулярная масса ; температура размягчения в инертной атмо сфере °С; плотность около 1 г/см 3 Примеры химического строения битуминоидных (I) нейтральных и (II) кислых смол месторождения Атабаски 24
25 Нефтяные смолы в основном состоят из соединений, содержащих конденсированные ароматические, нафтеновые и гетероциклические фрагменты. Наиболее характерные заместители в циклах - алкильные, алкенильные (C 7 - C 12 ), карбонильные, карбоксильные, гидро ксильные, сульфидные, меркаптановые и аминогруппы. Нефтяные смолы на воздухе легко окисляются при низких температурах; в инертной атмосфере при °С теряют растворимость в алканах и превращаются в так называемые вто ричные асфальтены. 25
26 Асфальтены - наиболее высокомолекулярные компоненты нефти. Твердые хрупкие вещества черного или бурого цвета; размягчаются в инертной атмосфере при °С с переходом в пластичное состояние; плотность около 1,1 г/см 3 ; среднечисленная мо лекулярная масса , индекс полидисперсности 1,2-3,5. Растворимы в бензоле, CS 2, CHC1 3, СС1 4, не растворимы в парафиновых углеводородах, спирте, эфире, ацетоне 26
27 Примеры химического строения асфальтенов из (b) битуминоидного песка и (c) нефтяного битума 27
28 Содержание асфальтенов в нефтях колеблется от 1 до 20%. Элементный состав (%): С (80-86) Н (7-9), О (2-10), S (0,5-9), N (до 2); в микроколичествах присутствуют V и Ni (суммарное содержание 0,01-0,2%), Fe, Ca, Mg, Си и др. металлы, входящие в состав металлокомплексных соединений, например металлопарафинов. В состав молекулы асфальтенов вхо дят фрагменты гетероциклических, алициклических, конденсированных углеводородов, состоящие из 5-8 циклов. 28
29 Крупные фрагменты молекул связаны между собой мостиками, содержащими метиленовые группы и гетероатомы. Наиболее характерные заместители в циклах -алкилы с небольшим ко личеством в углеродных атомов и функциональные группы, например карбонильная, карбоксильная, меркаптановая. Асфальтены склонны к ассоциации с образованием надмолекулярных структур, представляющих собой стопку плоских молекул с расстоянием между ними около 0,40 нм. 29
30 30
31 Между асфальтенами, нефтяными смолами и нефтяными маслами существует генетическая связь. При переходе от масел к смолам и асфальтенам увеличивается количество конденсированных циклов, гетероатомов, величина молекулярной массы, уменьшается отношение водород /углерод. Термополиконденсация асфальтенов приводит сначала к образованию карбенов, затем карбоидов и кокса. 31
32 Смолисто–асфальтеновые вещества (САВ) составляют самую большую группу так называемых неуглеводородных компонентов нефти. Чаще всего так называют некие комплексы тяжелых асфальтенов и смол, содержащихся в высококипящих фракциях нефти. САВ концентрируются в тяжелых нефтяных остатках – мазутах, полугудронах, гудронах, битумах, крекинг – остатках и др. Суммарное содержание САВ в нефтях в зависимости от их типа и плотности колеблется от долей процентов до 45%, а в тяжелых нефтяных остатках – достигает до 70% масс. САВ представляют собой сложную многокомпонентную исключительно полидисперсную по молекулярной массе смесь высокомолекулярных углеводородов и гетеросоединений, включающих, кроме углерода и водорода, серу, азот, кислоро д и металлы, таких, как ванадий, никель, железо, молибден и т.д. Выделение САВ из нефтий и тяжелых нефтяных остатков исключительно сложно. 32
Еще похожие презентации в нашем архиве:
© 2024 MyShared Inc.
All rights reserved.