Состав нефти и газа

     Следовательно, вода оказывает негативное влияние  как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.

     Точность  метода определения содержания воды по ГОСТ 2477-65:

Сходимость – два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:

• 0.1 см³ – при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см³;
• 0.1 см³ или 2% от стеднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды более 1.0 см³.

Воспроизводимость – два результата испытаний, полученные в двух разных лабораториях ( с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:

• 0.1 см³ – при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см³;
• 0.2 см³ или 10% от среднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды свыше 1.0 см³ до 10 см³;
• 5% от величины среднего результата – при объеме воды более 10 см³.

     Согласно  ГОСТ 2477-65 массовая доля воды должна составлять не более чем 0.5%–1% в зависимости  от степени подготовки нефти. 
 
 
 

     1.5 Содержание механических  примесей 

     Присутствие мехпримесей объясняется условиями  залегания нефти и способами их добычи.

     Механические  примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности  глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке  нефти примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.

     В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть  высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и  твердого осадка. При этом уменьшается  производительность аппаратов, а при  отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.

     В таблице №1 приводятся следующие оценки достоверности результатов определения содержания механических примесей при доверительной вероятности 95%:  

     Таблица №1 Содержание механических примесей

 

     Массовая  доля механических примесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.

     ГОСТ 9965-76 также устанавливает массовую долю механических примесей в нефти, которая может быть не более 0.05%. 

     1.6 Содержание серы 

     Сера  и ее соединения являются постоянными  составляющими частями сырой  нефти. По химической природе - это соединения сульфидов, гомологов тиофана и  тиофена. Кроме указанных соединений, в некоторых нефтях встречаются  сероводород, меркаптаны и дисульфиды.

     Меркаптаны  или тиоспирты – легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры –  нейтральные вещества, нерастворяющиеся в воде, но растворяющиеся в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды – тяжелые  жидкости с неприятным запахом, легко  растворяющиеся в нефтепродуктах, и  очень мало в воде; тиофен – жидкость, не растворяющаяся в воде.

     Соединения  серы в 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 не допустимо.

     Точность  метода определения серы согласно ГОСТ 1437-75 выражается следующими показателями:

1. Сходимость – результаты определения, полученные последовательно одним лаборантом, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает значений, указанных в таблице №1;
2. Воспроизводимость – результаты анализа, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает значений, указанных в таблице №1.

 
 

Таблица №2 Сходимость и воспроизводимость метода определения серы

 
 

     1.7   Содержание парафина 

     При транспортировании нефтей, содержащих парафин, по трубопроводам на их стенках, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется как тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

     Таким образом, знание содержания в нефтях и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический  режим эксплуатации магистральных  трубопроводов.

     ГОСТ 11851-85 регламентирует два метода определения  парафина. Метод А заключается  в предварительном удалении асфальто-смолистых  веществ из нефти, их экстракции и адсорбции, и последующего выделения парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20^оС. При использовании метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществ осуществляется вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550^оС и выделение парафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус 20^оС.  
 

     2 Состав природных газов 

     Природные газы подразделяют на три группы:

• газы, добываемые из чисто газовых месторождений, представляют собой сухой газ без тяжелых углеводородов;
• газы, добываемые из нефтяных месторождений вместе с нефтью, представляют собой смесь сухого газа с газообразным бензином и пропан-бутановой фракцией;
• газы, добываемые из конденсатных месторождений, представляют собой смесь сухого газа и конденсата.

     Природные газы состоят преимущественно из предельных углеводородов, но в них  встречаются также сероводород, азот, углекислота, водяные пары.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят в основном из метана.

     Газ и нефть в толще земли заполняют  пустоты пористых пород, и при  больших их скоплениях целесообразна  промышленная разработка и эксплуатация залежей.

     Давление  в пласте зависит от глубины его  залегания. Практически через каждые 10 м глубины давление в пласте возрастает на 0,1 МПа (1 кг/см²).

     В состав газообразного топлива входят горючая и негорючая части. Чем  больше горючая часть топлива, тем  больше удельная теплота его сгорания. Различия в физико-химических и теплотехнических характеристиках газового топлива обусловлены разным количеством в составе газа горючих и негорючих газообразных компонентов (балластов), а также вредных примесей. 

     2.1 Горючие компоненты 

     Водород Н₂. Бесцветный нетоксичный газ без вкуса и запаха, масса 1 м³ которого равна 0,09 кг. Он в 14,5 раза легче воздуха. Водородно-воздушные смеси легко воспламенимы и весьма пожаро- и взрывоопасны.

     Метан СН₄. Бесцветный нетоксичный газ без запаха и вкуса. В состав метана входит 75% углерода и 25% водорода; масса 1 м³ метана равна 0,717 кг. При атмосферном давлении и температуре —162 °С метан сжижается и его объем уменьшается почти в 600 раз. Поэтому сжиженный природный газ является перспективным энергоносителем для многих отраслей народного хозяйства. Содержание метана в природных газах достигает 98%, поэтому его свойства практически полностью определяют свойства природных газов. Природные и попутные газы, состоящие в основном из метана, представляют собой не только высококалорийное топливо, но ценное сырье для химической промышленности.

     Оксид углерода СО. Бесцветный газ без запаха и вкуса, масса 1 м^э которого составляет 1,25 кг. При горении образуется 2,88 м³ продуктов горения. Вследствие малого их объема на каждый кубический метр оксида углерода приходится больше теплоты, чем на 1 м³ продуктов горения углеводородов.

     Оксид углерода легко вступает в соединение с гемоглобином крови. При содержании в воздухе 0,04% СО примерно 30% гемоглобина  крови вступает в химическое соединение с оксидом углерода, при 0,1% СО — 50%, при 0,4% — более 80%. Оксид углерода относится к высокотоксичным газам, и находиться в помещении, воздух которого содержит 0,2% СО, в течение 1 ч вредно для организма, а при содержании 0,5% СО находиться в помещении даже в течение 5 мин опасно для жизни. 
 

     2.2 Негорючие компоненты 

     Азот N₂. Бесцветный газ без запаха и вкуса. Плотность азота равна 1,25 г/м³. Азот практически не реагирует с кислородом, поэтому при расчете процесса горения его рассматривают как инертный газ. Содержание азота в различных газах колеблется в значительных пределах.

     Углекислый  газ СО₂. Бесцветный газ, тяжелый, малореакционный при низких температурах. Имеет слегка кисловатый запах и вкус. Концентрация СО₂ в воздухе в пределах 4 — 5% приводит к сильному раздражению органов дыхания, а в пределах 10% вызывает сильное отравление. Плотность СО₂ составляет 1,98 г/см³. Углекислый газ тяжелее воздуха в 1,53 раза.

     Кислород  О₂. Газ без запаха, цвета и вкуса. Плотность его составляет 1,43 г/м³. Присутствие кислорода в газе понижает удельную теплоту сгорании и делает газ взрывоопасным. Поэтому содержание кислорода в газе не должно быть более 1% от объема. 

     2.3 Вредные примеси 

     Сероводород H₂S. Бесцветный газ с сильным запахом, напоминающим запах тухлых яиц, обладает высокой токсичностью. Масса 1 м³ сероводорода равна 1,54 кг.

     Сероводород, воздействуя на металлы, образует сульфиды. Он оказывает сильное корродирующее воздействие на газопроводы, особенно при одновременном присутствии в газе H₂S Н₂О и О₂. При сжигании сероводород образует сернистый газ, вредный для здоровья и оказывающий коррозионное воздействие на металлические поверхности. Содержание сероводорода в газе не должно превышать 2 га на 100 м³ газа.

     Цианистоводородная (синильная) кислота  HCN. Представляет собой бесцветную легкую жидкость с температурой кипения 26 ^°С. Вследствие такой низкой температуры кипения HCN находится в горючих газах в газообразном состоянии. Синильная кислота очень ядовита, обладает корродирующим воздействием на железо, медь, олово, цинк и их сплавы. Поэтому допускается наличие не более 5 г цианистых соединений (в пересчете на HCN) на каждые 100 м³ газа.