Химический состав нефти презентация

групповой состав – содержание соединений различных структурных типов:
групповой состав углеводородов и
групповой состав гетероатомных соединений;
структурно-групповой состав – распределение углерода по типам химических структур углеводородов: Спарафиновый, Снафтеновый, Сароматический;
индивидуальный состав – содержание соединений известного строения.
ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ

1.1 ЭЛЕМЕНТНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ
Элементный состав нефтей

УГЛЕРОД – 83 – 87 % (масс.).
ВОДОРОД – 11 – 14 % (масс.).
СЕРА – 0,02 – 0,5 % - в малосернистых,
1,5 - 6,0 % - в высокосернистых нефтях.
ЭЛЕМЕНТНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ

АЗОТ – 0,01 – 0,6 % (масс.).
КИСЛОРОД – 0,05 – 0,8 % (масс.).
МЕТАЛЛЫ – до 0,05 % (масс.).
В нефтях обнаружено ~ 30 металлов.
ЭЛЕМЕНТНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ
Наиболее распространены:
ванадий, никель, железо, цинк, медь, магний, алюминий.

1.2 ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ
– содержание соединений нефти, выкипающих в определенных интервалах температур
старейший метод
исследования нефти
основа промышленного процесса
нефтепереработки - перегонки
Разгонка нефти на фракции

Нефти выкипают в широком интервале температур.
Температура начала кипения ~28 оС,
(температура кипения изо-пентана).
Тяжелые нефти начинают кипеть при 150 – 200 оС: месторождения Русское, Ярегское, Куйляр и др.
Нефть «разгоняют» до температур 500 – 550 оС.

Знание фракционного состава необходимо для выбора направления переработки нефти:
получение масел
получение топлив
нефтехимическое
Показатель «выход фракций, выкипающих до 300°С,» включен в технологические классификации нефти.

Лабораторные методы определения фракционного состава нефти:
простая перегонка
перегонка с дефлегмацией
ректификация
Основа методов - дистилляция – физический метод разделения сложной смеси углеводородов на фракции с различными температурными интервалами кипения путем испарения нефти и последующей дробной конденсацией образовавшихся паров.

Простая дистилляция
– образующиеся при испарении нефти пары полностью конденсируют
Установка для простой перегонки нефти
1 – колба; 2 – термометр; 3 – трубка холодильника; 4 – ванночка с проточной водой; 5 – мерный приемник; 6 – нагреватель колбы; 7 – защитное кольцо; 8 – штатив

Метод определения фракционного состава нефти простой перегонкой стандартизирован практически во всех странах:
в России – ГОСТ 2177-99
в США – ASTM D-86
Этим методом состав нефти может быть определен в интервале температур от начала кипения до температуры не выше 320–340 °С.

Фракционный состав тяжелой части нефти (выше 320–340 °С) определяют при пониженных давлениях, чтобы выкипание тяжелых фракций происходило при температурах не выше 340–350 °С. Затем эти температуры пересчитывают на нормальное атмосферное давление.
Перегонкой можно разделить смесь компонентов, температуры кипения которых отличаются более, чем на 50 °С.

– дистилляция с многократно повторяющейся дефлегмацией паров и одновременным испарением низкокипящих компонентов из образующейся флегмы.
В данном методе достигают максимальной концентрации низкокипящих фракций в парах и максимальной концентрации высококипящих фракций в жидкости.
Ректификация
Аппарат разгонки нефти АРН-2 (а) и принцип его работы (б)
1 – колонна; 2 – насадка; 3 – обогрев и изоляция колонны; 4 – куб; 5 – печь; 6 – конденсационная головка; 7 – кран для отбора фракций; 8 – приемник; 9, 10 – термопары; 11 – манометр; 12 – буферная емкость; 13 – вакуумный насос; I – пары из куба; II – пары ректификата на конденсацию; III – ректификат на орошение; IV – отбираемая часть ректификата; V – флегма, стекающая в куб; VI и VII – конденсируемая часть паров и испаряемая часть – орошение на каждом уровне контакта (а–а, б–б. в–в и т. д.)

Полученные значения температур кипения фракций и их выходов представляют в виде таблицы или кривой и называют фракционным составом по ИТК (истинным температурам кипения).
Термин «истинные температуры» употребляется условно, так как пары состоят из десятков углеводородов, и температура паров есть усредненная величина.
«Истинной» эту температуру считают относительно температур, фиксируемых при простой перегонке.

Метод определения состава нефти по ИТК стандартизован (ГОСТ 11011-85) и выполняется в аппарате для ректификации нефти АРН-2.
Аналогичный стандарт США – ASTM D-2892.
Ректификацией можно разделять смесь компонентов, различающихся по температуре кипения на 0,5 °С.

Состав нефти по ИТК выражается в виде дискретных точек, представляемых монотонной кривой.
Кривые разгонки нефти месторождения Соболиное

Потенциальное содержание фракций
в нефти месторождения Соболиное

По кривой ИТК устанавливают потенциальное содержание в нефти отдельных фракций.
Фракционный состав нефти используется в технологическом моделировании процессов подготовки и транспорта нефти с помощью программных средств: HYSYS, PipeSim.

Эксперимент на лабораторных ректификационных установках трудоемок, продолжителен (10–20 часов) и требует значительных количеств анализируемого продукта: от 100 мл до 5 л.
Метод имитированной дистилляции с помощью газовой хроматографии дает возможность исследовать малые дозы вещества (до 1 мл) и получить информацию о его составе за 5–30 минут (стандарты ASTM D 2887, D3710, D5307).

Хроматограмма имитированной дистилляции нефти
Кривая истинных температур кипения (ИТК) строится по данным хроматографического разделения исследуемого продукта на хроматографической колонке в режиме программирования температуры. Предварительно выполняется калибровка системы по эталонной смеси углеводородов с известными температурами кипения.
Кривые ИД хорошо совпадают с результатами определения фракционного состава перегонкой при атмосферном давлении по стандартным методикам.

Все фракции, выкипающие до 300 – 350 оС, называют светлыми.
Остаток после отбора светлых дистиллятов (выше 350 оС) – называется мазутом.
Фракции, выкипающие до 200оС, называют легкими или бензиновыми,
от 200 до 300оС – средними или керосиновыми,
выше 300оС – тяжелыми или масляными.

При атмосферной перегонке нефти получают следующие фракции, выкипающие до 350 оС – светлые дистилляты:
н.к. (начало кипения) – 140 оС – бензиновая фракция;
140 – 180 оС – лигроиновая (тяжелая нафта);
140 – 220 оС – керосиновая фракция;
180 – 350 (220 – 350) оС – дизельная фракция (легкий газойль, соляровый дистиллят).

Мазут разгоняют под вакуумом:
для получения топлива:
350 – 500 оС – вакуумный газойль (вакуумный дистиллят);
более 500 оС – вакуумный остаток (гудрон);
для получения масел:
300 – 400 оС – легкая фракция;
400 – 450 оС – средняя фракция;
450 – 490 оС – тяжелая фракция;
более 490 оС – гудрон.

В процессе испарения жидкости, ректификации жидкостной смеси происходит ее переход в парообразное состояние. Степень насыщения парового пространства, количество жидкости, перешедшей в паровую фазу зависит от состава жидкости и температуры.
Давление, при котором жидкость при данной температуре находится в равновесном состоянии со своими парами, называется упругостью (давлением) насыщенных паров жидкости.

Контрольные вопросы
Что называется фракционным составом нефти?
Для каких целей необходимо знание фракционного состава нефти?
Фракционный состав – это характеристика смеси веществ или индивидуального вещества?
Какими температурами характеризуется фракция нефти?
Какова максимальная температура отбора нефтяных фракций?
Как называются фракции нефти, выкипающие до 200 °С?
Как называются фракции нефти, выкипающие в интервале температур 200–300 °С?
Как называются фракции нефти, выкипающие выше 300 °С?
Как называется остаток после отбора светлых фракций нефти?

1.3 ГРУППОВОЙ ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ
Химический состав нефти характеризуется содержанием основных групп соединений:
углеводороды гетероатомные соединения: S-, N-, O-, металлсодержащие соединения, в том числе
смолы и асфальтены

тип пластовой смеси в залежи – нефть, конденсат, газ
фазовое состояние и свойства фаз
состояние нефтяных систем – молекулярное или дисперсное
направление переработки нефти
ассортимент и качество нефтепродуктов
Химический состав многокомпонентной смеси и термобарические условия определяют:

1.3.1 ГРУППОВОЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ
парафиновые (метановые) углеводороды или алканы;
нафтеновые (полиметиленовые) углеводороды или цикланы (циклопарафины, циклоалканы);
ароматические углеводороды, или арены;
непредельные углеводороды, или алкены

Газообразные алканы С1 – С4 (в виде растворенного в нефти газа: метан, этан….);
Жидкие алканы С5 – С15 (пентан…..)
Твердые алканы С16 – С53 и более. Их содержание – до 5 % (масс.), входят в состав нефтяных парафинов (ВМС).
Содержание твердых парафинов влияет на свойства нефти: вязкость, плотность, температура застывания.
ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ
при нормальных условиях

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА АЛКАНОВ

ТВЕРДЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ НЕФТЕЙ
НЕФТЯНЫЕ ПАРАФИНЫ
ЦЕРЕЗИНЫ
ОСНОВНОЙ КОМПОНЕНТ
- НАФТЕНОВЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ, содержащие боковые цепи нормального и изо-строения (алканы), в которых могут присутствовать ареновые ядра.
АЛКАНЫ
и-АЛКАНЫ

Церезины отличаются от парафинов мелкокристаллической структурой, большей химической активностью, большей плотностью и более высокой вязкостью:

НАФТЕНЫ
Циклопропан
Циклобутан
Циклопентан
Циклогексан
Бициклодекан (декалин)
1-метил-2-этил-
циклопентан
1,2-диметил-З-этил-
циклогексан
моноциклические
бициклические
три- и полициклические
насыщенные алициклические углеводороды
Содержание в нефти – 25 – 75 %масс.

Цикланы С3 – С4 – газы,
С5 – С7 – жидкости,
С8 и выше – твердые вещества.
В нефтях структуры С3 – С4 не обнаружены, а доминируют пяти- и шестичленные циклы.
Идентифицированы углеводороды, представляющие различные комбинации пяти- и шестичленных циклов.
ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ
при нормальных условиях

Содержание в нефти – 10 – 50 % масс.
Бензиновые фракции

Моноциклические арены нефтей представлены алкилбензолами.
Алкилбензолы, содержащие в бензольном ядре до 3-х метильных и один длинный заместитель линейного или изопреноидного строения, являются высококипящими углеводородами.
(Средние фракции)

Нафталин Бифенил
Среди бициклических аренов преобладают производные нафталина, которые могут содержать до 8 насыщенных колец в молекуле.
Второстепенное значение имеют производные дифенила и дифенилалканов.

Пирен
Хризен
Перилен
Трициклические арены представлены в нефтях производными фенантрена и антрацена
(с резким преобладанием первых), которые могут содержать в молекулах до 4 – 5 насыщенных циклов.
Антрацен
Полициклические:
Фенантрен

ГИБРИДНЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ
Это углеводороды, включающие не только ароматические циклы и алкановые цепи, но и насыщенные циклы.
Гибридные углеводороды средних и высококипящих нефтяных фракций
Моноарен стероидной
структуры
Моноарен с 5-тью
насыщенными кольцами
(образовавшийся из гопана)
Аценафтен

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА АРЕНОВ
По физическим свойствам арены отличаются от алканов и нафтенов с тем же числом углеродных атомов в молекуле:
более высокой плотностью, показателем преломления, температурой кипения;
более высокой растворимостью в полярных растворителях, воде;
повышенной склонностью к межмолекулярным взаимодействиям, поэтому их молекулы ассоциированы друг с другом или с гетероатомными соединениями нефти.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДОВ