отчет по практике. отчет. Отчет по учебной практике направление подготовки 18. 03. 01 Химическая технология профиль Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов

• Название: Отчет по учебной практике направление подготовки 18. 03. 01 Химическая технология профиль Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов
• Анкор: отчет по практике
• Дата: 01.03.2022
• Размер: 61.46 Kb.
• Имя файла: отчет.docx
• Тип: Отчет; #377734

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«СЕВЕРО-ВОСТОЧНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ М.К. АММОСОВА»

Институт естественных наук

Химическое отделение


ОТЧЕТ

по учебной практике

(направление подготовки: 18.03.01 Химическая технология

профиль: «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов»)

на тему:
Физико-химические свойства, классификация нефти


Выполнила:

Студентка 3 курса группы БА-ХТ-19

Полятинская Р. И.

Руководитель работы:

Жирков Н.П., ст. преп. ХО
г. Якутск 2021
Содержание

1.Физические свойства нефтей и нефтепродуктов 4

1.1.Плотность 5

1.2.Вязкость 6

1.2.1.Динамическая вязкость 7

1.2.2.Кинематическая вязкость 7

1.2.3.Условная вязкость 8

1.2.4.Относительная вязкость 8

1.3.Молекулярная масса 8

1.4.Оптические свойства 9

1.5.Содержание серы в нефти 11

1.6.Парафинистость 11

2.Групповой состав нефти 13

3.Фракционный состав нефти 15

4.Углеводороды в составе нефти 18

4.1.Алканы (парафиновые углеводороды) 18

4.2.Нафтены (циклоалканы) 18

4.3.Ароматические углеводороды (арены) 19

5.Гетероатомные соединения нефти 20

5.1.Сернистые соединения нефти 20

5.2.Азотсодержащие соединения нефти 21

5.3.Кислородсодержащие соединения нефти 21

5.3.1.Алифатические кислоты 22

5.3.2.Нафтеновые кислоты 22

7.Классификация нефти 26

7.1.Химическая классификация 26

7.2.Химическая типизация нефтей 27

7.3.Техническая классификация товарной нефти ( ГОСТ Р 51858-2002) 28

Заключение 30

В процессе прохождения практики были выполнены следующие задачи: 31

Список использованной литературы и других ресурсов 32

Учебная практика является составной частью учебно-воспитательного процесса и имеет большое значение в подготовке квалифицированного специалиста.

Основными целями учебной практики на втором курсе по направлению «химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов» являются:

− получение представления об областях будущей профессиональной деятельности;

− формирование в сознании студентов общего представления о химической технологии;

− закрепление теоретической подготовки и развитие познавательной деятельности для дальнейшей профессиональной деятельности;

− приобретение практических навыков самостоятельной работы;

− выработка умений применять полученные знания при изучении научно-технической информации.

Это необходимо для того, чтобы применить на практике теоретические знания, полученные в процессе обучения, приблизиться к понимаю своей будущей работы и рассмотреть перспективы дальнейшего сотрудничества.
Физические свойства нефтей и нефтепродуктов

1. Физические свойства нефтей и нефтепродуктов

Нефть представляет собой вязкую, маслянистую жидкость с характерным запахом. Цвет зависит от растворенных в ней смол: темно-бурая, буро-зеленоватая, а иногда светлая, почти бесцветная. На свету нефть слегка флуоресцирует. Под действием ультрафиолетового света нефть светится голубым или желто-бурым светом, это используют при поиске нефти.

Плотность нефти зависит от месторождений и колеблется от 0,77 до 0,98 г/см3 (легкая < 0,85, средняя 0,85-0,9, тяжелая > 0,9). Более 80% доказанных мировых запасов нефти относится к тяжелому типу нефтей, характеризующихся высокой плотностью и большим содержанием асфальтенов, металлов (ванадий, никель) и серы.

Кинематическая вязкость большинства нефтей редко превышает 40-60 мм²/с при 20°С, что зависит от содержания в ней асфальтосмолистых веществ.

Теплота сгорания нефти 43,7-46,2 МДж/кг. Для сравнения, теплоты сгорания таких альтернативных топлив, как водород – 103 МДж/кг, этиловый спирт – 26 МДж/кг.

В воде нефть не растворяется, поскольку она легче воды, то образует на водной поверхности растекающиеся (до мономолекулярного слоя) пятна, а при интенсивном перемешивании образует стойкие, медленно расслаивающиеся эмульсии.

В состав нефти входит около углеводородов и гетеросоединений. Так как нефть представляет сложную смесь индивидуальных углеводородов, то она не имеет определенных физических констант, таких как температура кипения, температура застывания и др.

1. Плотность

Плотность – величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объему. Относительная плотность – отношение плотности рассматриваемого вещества к плотности стандартного вещества (чаще всего воды при 4°С). Нефтепродукты и вода имеют различные коэффициенты расширения, поэтому при определении относительной плотности необходимо указывать температуры воды и нефтепродукта, при которых проводилось определение.

Определение плотности можно проводить при любой температуре, а затем вычислить значение по формуле:



где – плотность при температуре испытания; γ – коэффициент объемного расширения (его значения приводятся в справочной литературе); t – температура, при которой определялась плотность.

Эта формула дает хорошие результаты в интервале температур от 0 до 50°С. В США и Великобритании плотность определяют при 15,56°С (60°F).

Плотность нефти и нефтепродуктов связана с их химическим составом, поэтому в стандартах на реактивные топлива, керосин, некоторые бензины она является нормированным показателем.

В среднем относительная плотность нефтей колеблется от 0,82 до 0,9, однако существуют нефти с плотностью, близкой к единице (ярегская – 0,936-0,959; вынгинская – 0,911; караарнинская – 0,965); имеются также нефти, плотность которых составляет 0,72-0,77 (марковская, скважина 15-0,72; Северный Риштан – 0,77). Содержание в нефти легких фракций сказывается на плотности больше, чем содержание смол, так как различие в плотности между легкими и средними фракциями больше, чем между средними фракциями и смолами. Так, нефть Советского месторождения имеет плотность 0,84; выход легких фракций (до 240°С) составляет 45% (масс.). Западно-сургутская нефть имеет плотность 0,8922; выход легких фракций 43% (масс.), а тяжелого смолистого остатка с плотностью 0,9824-38% (масс.).

2. Вязкость

Кинематическая вязкость нефти изменяется в широких пределах: от 2 до 300 мм2/с (20 °С). Однако в среднем вязкость большинства нефтей не превышает 40 – 60 мм2/с.

По вязкости определяют и рассчитывают следующие технологические параметры:

• 
  подвижность нефти в пласте при ее добыче;
  
• 
  скорость фильтрации в пласте;
  
• 
  тип вытесняющего агента;
  
• 
  мощность выкачивающего насоса;
  
• 
  условия транспортировки по нефтепроводу;
  
• 
  и др.
  

Зная вязкость нефти, можно грубо оценивать ее состав. Основная закономерность - это увеличение вязкости с возрастанием молекулярного веса фракций. Чем нефть тяжелее, тем, соответственно, больше в ее составе тяжелых фракций, и тем выше ее вязкость. Таким образом, высоковязкая нефть содержит в своем составе большое количество смолисто-асфальтеновых веществ, что делает переработку такой нефти более трудоемкой.

Растворенный газ также оказывает влияние на вязкость: углеводородные газы в общем случае разжижают нефть, азот, наоборот, вязкость увеличивает.

Вязкость, или внутренне трение – это свойство текучих тел оказывать сопротивление необратимому перемещению одной их части относительно другой. Главным образом вязкость зависит от химического строения, молекулярной массы вещества, а также от условий ее определения.

Согласно общему закону внутреннего трения Ньютона, сила внутреннего трения жидкости (f) зависти от:

площади соприкосновения ее слоев (S)

разности скоростей слоев (Δv)

расстояния между слоями (Δh)

молекулярных свойств жидкости



Коэффициент пропорциональности η, присутствующий в формуле, и зависящий от молекулярных сил сцепления жидкости, получил название коэффициент внутреннего трения, или динамическая вязкость.  

1. Динамическая вязкость

Динамическая вязкость определяется по формуле Пуазейля:



где (P) – давление, под которым движется жидкость объемом (v), при протекании через капилляр длиной (L) и радиусом (r) за время (t).

В системе СИ динамическая вязкость выражается в паскаль-секундах (Па·с), а в системе СГС – в пуазах (пз). 1 Па·с = 10 пз.  

2. Кинематическая вязкость

Большее распространение, в частности, для характеристики вязкости нефти, топлив, масел и др., получила кинематическая вязкость (удельный коэффициент внутреннего трения), которая представляет собой отношение коэффициента динамической вязкости вещества к его плотности.



В системе СИ кинематическая вязкость выражается м²/с, в системе СГС - в стоксах (Ст). 1 Ст = 10-4 м²/с. В нефтехимии широко используются также условная и относительная вязкости.  

3. Условная вязкость

Условная вязкость (ВУ) определяется отношением времени истечения определенного объема образца ко времени истечения того же объема стандартной жидкости через вертикальную трубу заданного диаметра и длины при одинаковых условиях. Стандартно (ГОСТ 6258 - 85) используют 200 смᵌ определяемой жидкости и столько же дистиллированной воды, и определяют время их истечения с помощью специального вискозиметра при 20°С. Выражается условная вязкость в градусах Энглера (°E, градус ВУ).

4. Относительная вязкость

Относительная вязкость – это отношение коэффициентов динамической вязкости определяемого раствора (μ) к коэффициенту динамической вязкости чистого растворителя (μ0) при определенных условиях.

3. Молекулярная масса

Молекулярная масса – важнейшая физико-химическая характеристика вещества. Для нефтепродуктов этот показатель особенно важен, ибо дает «среднее» значение молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции нефти. Молекулярная масса нефтепродуктов широко используется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих заводов – это один из важнейших показателей, позволяющий сделать заключение о составе нефтепродуктов.

Молекулярная масса узких пятидесятиградусных фракций с одинаковыми пределами перегонки различных нефтей имеет достаточно близкие значения.

Определение молекулярной массы нефтепродуктов, как и индивидуальных веществ, проводится различными методами, что объясняется разнообразием свойств этих продуктов. Очень часто способ, пригодный для определения молкулярной массы одних продуктов, совершенно непригоден для других. В аналитической практике применяются криоскопический, эбуллиоскопический и, реже, осмометрический методы. Кроме того, существуют приблизительные расчетные методы.

Наиболее распространенной эмпирической формулой для определения молекулярной массы нефтепродуктов является зависимость, установленная Воиновым:



где a, b, c – постоянные, различные для каждого класса углеводородов;

– средняя температура кипения нефтепродукта, определяемая по соответствующим таблицам.

Для алканов формула Воинова имеет вид:



Молекулярная масса связана с температурой кипения и показателем преломления ( ) следующим выражением:



где - средняя температура кипения фракции.

Расчет по этому уравнению дает довольно точные результаты.

4. Оптические свойства

На практике, чтобы быстро охарактеризовать состав нефтепродуктов, а также для контроля за качеством продуктов при их производстве, часто используются такие оптические свойства, как коэффициент преломления, молекулярная фракция и дисперсия. Эти показатели внесены во многие стандарты на нефтепродукты и приводятся в справочной литературе.

При переходе световых лучей из одной среды в другую их скорость и направление меняются. Это явление называется рефракцией.

Отношение синусов углов падения и преломления для данной среды – величина постоянная, не зависящая от угла падения:



где α – угол падения; β – угол преломления; – коэффициент (показатель) преломления.

Показатель преломления зависит от температуры, при которой проводится определение, и длины волны света. Поэтому всегда указываются условия, в которых проводилось определение. Обычно опрделение ведут относительно наиболее ярких линий (чаще всего желтой линии спектра натрия λ=589,3 нм) при 20°С. Отсюда обозначение показателя преломления . Влияние температуры учитывается по формуле:



где – условная температура (20°С); t – температура опыта; а – 0,0004.

Изменяя угол падения, можно добитсья такого положения, когда угол преломления будет равен 90°, а его синус – единице. В этом случае луч будет скользить по поверхности раздела сред (полное внутреннее отражение). Приборы для определения показателя преломления называются рефрактометрами.

Показатель преломления – очень важная константа не только для индивидуальных веществ, но и для нефтепродуктов, являющихся сложной смесью различных соединений. Известно, что показатель преломления тем меньше, чем больше в углеводородах относительное содержание водорода. При одинаковом содержании атомов углерода и водорода в молекуле показатель преломления циклических соединений больше, чем алифатических. Наибольшими показателями преломления обладают арены, наименьшими – алканы. Циклоалканы занимают промежуточное положение (гексан – 1,3749, циклогексан – 1,4262, бензол – 1,5011).

5. Содержание серы в нефти

Содержание серы в нефтях месторождений России изменяется обычно в пределах 0,05 – 3%. Сернистыми являются (более 0,6% серы) являются нефти Башкортостана и Татарстана, а также Западной Сибири. В балансе нефтедобычи нашей страны сернистые нефти занимают ведущее место и составляют около 80%. Основная масса серы содержится во фракциях топлив и масел (до 60%).

Сера находится в нефтях в виде простого вещества, сероводорода, в органических соединениях и смолистых веществах. Основная масса серы входит в состав органических сернистых соединений и в состав смолисто-асфальтеновых веществ.

Содержание серы в нефти является настолько важным свойством, что этот показатель используется для разделения нефтей по ГОСТу Р 51858-2002 на классы:

 малосернистая нефть содержит < 0,6 % S (I класс);

 сернистая нефть (II класс) - 0,61-1,8 % S;

 нефть высокосернистая (III класс) 1,8-3,5% S;

 нефть особо высокосернистая (III класс) >3,5% S.

6. Парафинистость

Парафинистость – это содержание в сырье твердых углеводородов, называемых   парафинами (формулы – от С₁₇Н₃₆  до С₃₅Н₇₂) и церезинами (от С₃₆Н₇₄ до С₅₅Н₁₁₂).

Их концентрация в некоторых случаях доходит до 13-14 процентов, а, к примеру, нефть казахского месторождения Узень вообще имеет этот показатель на уровне  35-ти процентов. Чем больше парафинистость, тем труднее добывать и транспортировать сырье. Парафины отличаются способностью к кристаллизации, что приводит к их выпадению в твердый осадок, а это закупоривает поры в продуктивном пласте, появляются отложения на стенках НКТ, в задвижках и на прочем технологическом оборудовании.

По значению этого параметра нефть бывает:

• 
  малопарафинистая (< 1,5%);
  
• 
  парафинистая  (1,5 - 6%);
  
• 
  высокопарафинистая (> 6%).
  

2. Групповой состав нефти

Относительно небольшой список элементов из таблицы Д.И.Менделеева (по крайней мере не вся) присутствуют в составе нефти, но даже 5 основных элементов дают такое многообразие композиций, делают нефть такой сложной многокомпонентной системой, что вынуждены были ввести определенную систему классификации: разделили все соединения углерода и водорода, т.е. углеводороды на классы и отдельно рассмотрели серу-, кислород- и азотсодержащие соединения гетеросоединения (гетеро-посторонний, посторонний по отношению к С и Н). Совокупный химический состав нефти зависит от многих факторов:

1. элементного состава исходного материала;

2. возраста нефти (определяется по возрасту осадочных пород, к которым приурочена нефть). Общая продолжительность осадконакопления 520 млн. лет

 Кайнозой до 67 млн. лет

 Мезозой до 230 млн. лет

 Палеозой 570 млн. лет

3. свойств веществ, с которыми контактирует нефть (подземные воды, газы, осадочная или горная порода …)

4. давления и температуры в пласте

 температура возрастает на 10 за 30 м (геотермический градиент – это величина не постоянная и зависит от климатического района, состава пород, наличие восходящих горячих вод) Для нефтяных месторождений градиент колеблется от 10 - 30 м

5. возможно наличие и других факторов, так или иначе повлиявших на химический состав нефтей.

Знание группового состава нефти позволяет сделать вывод о происхождении нефти и, что очень важно, предложить вариант ее высокоэффективной переработки.

Традиционно перечень соединений группового состава нефти идет в таком порядке:

I. Углеводороды

1. Алканы (парафиновые углеводороды)

2. Циклоалканы (нафтеновые углеводороды)

3.Арены (ароматические углеводороды)

II. Гетероатомные соединения

1.Соединения, содержащие серу

2. Соединения, содержащие азот

3. Соединения, содержащие кислород

III. САВ

1.Смолы

2.Асфальтены

3.Карбены

4.Карбоиды

3. Фракционный состав нефти

Из-за сложности состава разделить нефть на индивидуальные углеводороды не удается, да и нет необходимости. Обычно разделяют на то, что в дальнейшем можно использовать по назначению. Разделять нефть - жидкость, в состав которой входит очень большое число индивидуальных углеводородов научились и большая заслуга в этом принадлежит российскому инженеру В. Г. Шухову. Разделение проводят получая не индивидуальные углеводороды, а группы или фракции (дистилляты), состоящие из индивидуальных углеводородов, имеющих похожие свойства и одинаковое назначение или применение.

Термин «дистилляция» означает «разделение по каплям» или «стекание по каплям». Самый простой пример использования уже достаточно давно этой технологии человеком - это получение дистиллированной (очищенной, пресной) воды из загрязненной или морской. Этот процесс относится к физическим методам разделения, основан на испарении жидкости и конденсации паров, обогащенных легколетучим компонентом, который может проходить непрерывно и периодически. В ходе дистилляции происходит постоянное изменение состава жидкой и паровой фаз и температуры отбора. Этим методом можно разделить жидкости, если их температуры кипения отличаются не менее, чем на 50°С. При перегонке нефтяные фракции отделяются при постоянно растущей температуре кипения, так как в состав входит много углеводородов у каждого своя температура кипения, первым закипает углеводород с меньшим числом углеродных атомов, соответственно низкой температурой кипения, следующий с более высокой и так далее, то есть каждая нефтяная фракция выкипает не при каком-то одном значении температуры, а в температурном диапазоне от температуры начала кипения (н.к.) и до конца кипения (к.к.).

На промышленных установках при атмосферном давлении обычно выделяют фракции:

н.к. – 180°С – бензиновую;

180 – 240°С – керосиновую;

240 – 350°С – газойлевую;

более 350°С – мазут.

Технология переработки нефти при атмосферном давлении - технология АТ, позволяет получить нефтепродукты. Ассортимент их невелик, классификационный признак нефтепродуктов цвет.

Фракции, отбираемые до 350°С, называются светлыми. Из них получают моторные топлива. Температурные пределы отбора фракций могут отличаться от указанных в зависимости от качества и ассортимента получаемых топлив.

Следующий этап развития нефтеперерабатывающей промышленности - это расширение ассортимента получаемых нефтепродуктов и попытка разделить на фракции мазут. Остаток выше 350°С – мазут – разгоняется в вакууме, технология называется атмосферно-вакуумная (АВТ). В начале при атмосферном давлении выделяются светлые фракции, затем с температуры 350°С создают вакуум, при котором отбирают масляные фракции:

350 – 420°С – легкая масляная фракция (трансформаторный дистиллят);

420 – 490°С – средняя масляная фракция (машинный дистиллят);

450 – 500°С – тяжелая масляная фракция (цилиндровый дистиллят).

Выше 500°С (иногда 550°С) остается самый тяжелый остаток перегонки – битум, гудрон. Нефти различных месторождений значительно отличаются по фракционному составу и, следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов: моторных топлив и нефтяных масел. Большинство нефтей содержит не более 30% бензиновых фракций и 40–65% керосиногазойлевых фракций. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых фракций. Так, Самотлорская нефть содержит 58% светлых, а газоконденсаты большинства месторождений почти полностью (85–90%) состоят из светлых. Встречаются и очень тяжелые нефти, состоящие в основном из высококипящих фракций (нефть Ярегского месторождения, добываемая шахтным способом).

4. Углеводороды в составе нефти

   1. Алканы (парафиновые углеводороды)

Формула гомологического ряда СnH2n+2. Начинается этот класс с метана (СН4), который находится в нефтях в растворенном состоянии и заканчивается твердыми парафинами с числом углеродных атомов 16 и выше. Общее содержание алканов в нефтях составляет 25-35% масс., в некоторых нефтях достигает 40-50%.

Алканы неравномерно распределены по фракциям, с повышением молярной массы фракций нефти содержание в них алканов уменьшается.

В нефти присутствуют и сильно разветвленные алканы, метильные группы которых регулярно распределены в основной цепи (изопренаны, которые входят в состав хлорофилла), их в нефти может быть до 5%.

Из фракции 180-350°С была выделены группа изопреноидных углеводородов, являющихся биомаркерами. Для этих углеводородов характерно наличие метильных заместителей в положениях 2,6,10,14, т.е. через три углеродных атома; молекулы изопреноидов состоят из соединенных между собой углеводородных фрагментов, имеющих такое же строение углеродного скелета, как молекула изопрена.

2. Нафтены (циклоалканы)

Класс очень благоприятный для состава нефти, даже название класса произошло от нефти (нефть – нафта). В среднем в нефти их содержание от 25 до 80% масс. Простейшими представителями являются моноциклические углеводороды, содержащие насыщенный цикл и общая формула которых СnН2n.

В нефтях присутствуют производные пяти- и шестичленных циклов: циклопентана и циклогексана, как наиболее устойчивых. В некоторых нефтях был обнаружен метилциклогептан.

По физическим свойствам циклоалканы находятся между алканами и аренами. Нафтены имеют более высокие температуры кипения, плавления и показатели преломления, чем алканы с таким же числом атомов углерода.

Циклоалканы с алкильными заместителями имеют гораздо более низкие температуры плавления, чем циклические углеводороды незамещенные. По фракциям нафтены распределены довольно равномерно; иногда с повышением температуры их содержание увеличивается или уменьшается, это связано с содержанием ароматических и парафиновых углеводородов в данной нефти.

Моноциклические нафтены содержатся во фракциях до 300-350°С, бициклические – во фракциях от 160°С до 500°С, причем их содержание вначале увеличивается с температурой кипения фракции, а затем (после 400°С) уменьшается. Трициклические нафтены появляются во фракциях выше 200°С, тетра – и полициклические содержатся во фракциях с температурой кипения выше 350-400°С.

Средняя цикличность молекулы нафтеновых углеводородов выше для более тяжелых нефтей; легкие парафинистые нефти содержат нафтеновые углеводороды с меньшим количеством циклов.

3. Ароматические углеводороды (арены)

Ароматические углеводороды – это большая группа карбоциклических соединений, объединяемых понятием «ароматичности», которое определяет общие признаки в строении и химических свойствах. Ароматические углеводороды содержатся в нефтях, как правило, в меньшем количестве (15 - 50% масс), чем алканы и нафтены.

В бензиновых фракциях в небольших количествах обнаружены арены С10, в керосино-газойлевых - идентифицированы гомологи бензола С10 и более, нафталин, тетралин и их производные.

В масляных фракциях найдены фенантрен, антрацен, пирен, хризен, бензантрацен, бензфенантрен, перилен и многочисленные их производные.

5. Гетероатомные соединения нефти

   1. Сернистые соединения нефти

Сера является наиболее распространенным гетероэлементом в нефти. Содержание ее в нефтях месторождений России изменяется в среднем от 0,05% до 3%.

С повышением температуры кипения нефтяных фракций содержание в них серы увеличивается, более 60% всей серы нефти содержится во фракциях выкипающих выше 350°С.

Сера в нефти может содержаться в виде неорганических соединений (элементная сера и сероводород) и органических (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны) при этом значительная часть серы нефти входит в состав смолисто-асфальтеновых веществ.

Элементная сера и сероводород в сырых нефтях содержатся в незначительных количествах или не содержатся совсем. Они появляются в нефтях или в нефтяных фракциях в результате вторичных реакций. Сера может получаться при окислении сероводорода кислородом воздуха или при термическом разложении дисульфидов.

Сероводород обычно образуется в процессах переработки нефти в результате термического разложения меркаптанов и сульфидов или при реакции углеводородов с серой.

Меркаптаны (тиоспирты или тиолы) имеют общую формулу RSH, радикалы могут быть алифатические, нафтеновые, ароматические.

Содержание меркаптановой серы обычно 0,1% - 15% от суммарного содержания серы в нефти. Однако известны исключения из этой закономерности, нефть Марковского месторождения (Иркутская область) при общем содержании серы 0,96% содержит 0,77% меркаптановой серы. Меркаптаны обладают коррозионной агрессивностью к меди и ее сплавам, довольно инертны к черным металлам и легированным сплавам, склонны к образованию смол, выпадающих из раствора и прилипающих к металлическим поверхностям. Низшие меркаптаны (метилмеркаптан и этилмеркаптан) используют в качестве одорантов бытового газа (их присутствие ощущается при концентрации 0,6.10^-4 ÷2.10^-6 % масс.).

2. Азотсодержащие соединения нефти

Содержание азотистых соединений в нефти чаще всего невысоко (в пределах от 0,02-0,40 % (масс.), хотя в некоторых случаях может достигать 0,8-1,5 и даже 10-12 % .

По кислотно-основному признаку азотсодержащие соединения нефти делятся на азотистые основания и нейтральные соединения. Доля азотсодержащих оснований к общему содержанию азотистых соединений 0,2÷0,4. Азотистые основания представлены в основном производными пиридина (хинолин, изохинолин, акридин). Значительно реже представлены в нефти гомологи анилина (о-толуидин, м-толуидин, п-толуидин, ксилидины).

Нейтральные азотистые соединения представляют собой ароматические производные пиррола (индол, карбазол, бензокарбазол).

Порфирины, которые относятся к «биомаркерам», также относятся к нейтральным азотистым соединениям, их уникальность в том, что их строение аналогично порфириновому комплексу, входящему в молекулу хлорофилла или гема, только вместо атома железа (гем) или магния (хлорофилл) в порфириновых комплексах нефти может быть ванадий или никель.

3. Кислородсодержащие соединения нефти

Содержание кислорода в нефти обычно ниже, чем содержание серы и азота, оно составляет от несколько десятых процента в смолистых нефтях – до 1%, в высокосмолистых – до 2%.

Основная часть кислорода нефти (до 90%) входит в состав смол и асфальтенов. Остальная часть кислорода нефти входит в состав соединений кислого характера:

 нефтяных кислот (алифатических и нафтеновых);

 фенолов;

 кетонов;

и соединений нейтрального характера:

 эфиров;

 ангидридов;

 фурановых соединений.

1. Алифатические кислоты

Общая формула алифатических одноосновных кислот СnH2n+1 СОOН. Методом хромато-масс-спектрометрии идентифицированы различные типы нефтяных кислот. Большинство из них относится к одноосновным (основность определяется числом карбоксильных групп –СООН). В бакинской и калифорнийской нефтях были идентифицированы одноосновные кислоты нормального строения С1-С9 и разветвленного строения С20- С21. Соотношение кислот нормального строения и разветвленных совпадает с соотношением соответствующих углеводородов в нефти.

2. Нафтеновые кислоты

Общая формула нафтеновых одноосновных кислот СnH2n-1 СОOН. Моноциклокарбоновые кислоты – это производные циклопентана и циклогексана; полициклические кислоты могут содержать до 5 колец.

Моно- и бициклонафтеновые кислоты состоят как правило из циклопентановых и циклогексановых колец. Карбоксильная группа может располагаться у углеродного атома кольца или в боковой цепи. Нафтеновое кольцо может иметь от одного до трех метильных радикалов.

3. 
   Фенолы
   

С помощью газожидкостной хроматографии установлено присутствие в нефтях фенола и его производных. Соотношение между фенолом и алкилфенолами изменяется в пределах от 1: (0,3-0,4) до 1:(350-564) и зависит в основном от глубины залегания нефти, т.е. от температуры вмещающих пород и возраста нефти. В данных, полученных при последних изучениях состава нефти, отмечено, что содержание фенолов выше в молодых малопревращенных нефтях.

6. 
   Смолисто-асфальтеновые вещества
   

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) — это сложная смесь высокомолекулярных гетероорганических соединений гибридной структуры, присутствующих в нефти в растворенном состоянии или в виде коллоидных систем. Их содержание в нефти — от нескольких десятых долей процента до десятков процентов.

Элементный состав САВ достаточно широк, кроме пяти основных химических элементов (углерод, водород, сера, азот, кислород), молекулы могут содержать и некоторые металлы (Fe, Mg, V, Ni и др.). На долю углеводородной части смолисто-асфальтовых веществ приходится 80- 95% всей молекулы.

Смолы и асфальтены являются природными антиокислителями, проявляющими свойства ингибиторов цепных радикальных процессов. С этим связывают тот факт, что наиболее богаты смолисто-асфальтовыми веществами молодые нефти ароматического основания (нефти Казахстана, Республики Коми, некоторые нефти Башкирии). Нефти более «старые», парафинового основания, содержат смолисто-асфальтовых веществ значительно меньше. Все сернистые и высокосернистые нефти одновременно являются высокосмолистыми с высоким содержанием асфальтенов.

Смолисто-асфальтовые вещества нефти принято подразделять на группы в соответствии с их растворимостью в различных растворителях:

а) нейтральные смолы,

б) асфальтены,

в) карбены и карбоиды,

г) асфальтогеновые кислоты и их ангидриды.

Молекулы асфальтенов имеют практически плоское пространственное строение. Полярные центры, возникающие в молекуле за счёт гетероатомов и сопряжённых систем-электронов ароматических фрагментов обуславливают склонность асфальтенов к ассоциации даже в разбавленных растворах. Асфальтены в нефти могут находиться в молекулярном состоянии и в виде надмолекулярных структур, т.о. в зависимости от степени ассоциации молекул колеблется как молекулярная масса ассоциатов, так и их размеры.

Асфальтены существенно влияют на вязкость нефтей. Нефти с содержанием асфальтенов более 4-5% могут проявлять свойства неньютоновских жидкостей. Например, неньютоновское течение калифорнийской нефти, содержащей 21% асфальтенов, наиболее ярко проявляется при 25°С. Повышение температуры приводит к разрушению асфальтеновых мицелл (надмолекулярных структур) и тем самым к проявлению нефтями ньютоновского течения.

В сырых нефтях карбены и карбоиды практически отсутствуют. Однако известно, что содержание карбенов в некоторых итальянских нефтях достигает 1,0%. Карбены образуются при окислении асфальтенов. Карбены растворяются в пиридине и сероуглероде, а карбоиды практически ни в чем не растворимы. Карбены и карбоиды внешне напоминают асфальтены, но отличаются от них более темной окраской и большим содержанием кислорода.

Асфальтогеновые кислоты и их ангидриды — это смолоподобные вещества, растворимые в щелочи, спирте, бензоле и хлороформе. Плотность их >1000 кг/м². Содержание асфальтогеновых кислот и их ангидридов в нефти невелико.

7. Классификация нефти

Предложено множество научных классификаций нефти (химическая, генетическая, технологическая), но до сих пор нет единой международной их классификации.

1. Химическая классификация

В основу этой классификации положено преимущественное содержание в нефти одного или нескольких классов углеводородов. Состав нефти определяют по средним фракциям нефти, так как они полнее отвечают её реальному составу.

Различают следующие типы нефти:

 парафиновые,

 парафино-нафтеновые,

 нафтеновые,

 нафтено-ароматические,

 ароматические

 парафино-нафтено-ароматические.

В парафиновых нефтях (узеньская, жетыбайская) все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые — не менее 50%, а масляные — 20% и более.

В парафино-нафтеновых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов мало (нефти Западной Сибири).

Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60% и более) содержание циклоалканов во всех фракциях (балаханская и сураханская нефти). В нафтено-ароматических нефтях преобладают нафтены и арены, особенно в высококипящих фракциях, парафиновые углеводороды содержатся в небольшом количестве и только в легких фракциях. Парафино-нафтено-ароматические нефти характеризуются примерно равным количеством углеводородов всех трех классов, Ароматические нефти отличаются преобладанием аренов во всех фракциях (прорвинская и бугурусланская нефти).

2. Химическая типизация нефтей

Петров А. А. подразделил нефти на 4 типа, в зависимости от концентрации алканов, изоалканов, нафтеновых углеводородов.

Нефти типа А1 – нефти парафинового или нафтено-парафинового основания. Содержание алканов в этих нефтях 30-40%, иногда выше, причем нормальные алканы составляют обычно 25-30% от суммы алканов. Нефти типа А1содержат в основном слабо разветвленные изоалканы.

Нефти типа А2 – нефти парафино-нафтенового и нафтено-парафинового основания. Содержание алканов в этих нефтях 15-25%, нормальные алканы составляют от суммы алканов 12-15%.

Нефти типа Б1 – это нафтеновые, нафтено-ароматические нефти. В этих нефтях нет нормальных алканов, содержание сильно разветвленных изоалканов составляет 8-9%.

Нефти типа Б2 – это нефти нафтеновые. Они обычно не содержат нормальных алканов, содержание изоалканов 8-20%.

Технологическая классификация

Нефть подразделяется на три класса по содержанию серы:

- (малосернистая (I),

- сернистая (II),

- высокосернистая (III),

три типа по выходу фракций, выкипающих до 350°С:

- Т1 – больше 45,0 %,

- Т2 - 30,0-44,9 %;

- Т3 - меньше 30,0 %,

четыре группы по содержанию базовых масел:

- М1 - больше 25 %,

- М2 - 15-25 %,

- М3 - 15-25 %,

- М4 - меньше 15 %,

три подгруппы по индексу вязкости:

- И1 - 85 ИВ,

- И2 - 40-85 ИВ,

- И3 - меньше 40 ИВ,

три вида по содержанию парафина:

П1 - малопарафинистое, содержание парафина меньше 1,5 %,

П2 - парафинистое, содержание парафина 1,51- 6,0 %,

П3 - высокопарафинистое, содержание парафина больше 6,0 %.

Нефть характеризуется шифром, составленным последовательно из обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида, которым соответствует данная нефть. Пример: нефть сернистая, содержание серы 0,51-2,0 %, выход светлых фракций больше 45 %, содержание базовых масел 15-25 %, индекс вязкости базовых масел больше 85, парафинистая, содержание парафина 1,51- 6,0 % - IIТ1М2И1П2.

3. Техническая классификация товарной нефти ( ГОСТ Р 51858-2002)

Для оценки товарных качеств подготовленных на промыслах нефтей в 2002 г. был разработан применительно к международным стандартам и принят новый ГОСТ России Р 51858–2002, в соответствии с которым их подразделяют (классифицируют):

— по содержанию общей серы на четыре класса (1–4)

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %
1	Малосернистая	до 0,6 вкл.
2	Сернистая	0,61-1,8
3	Высокосернистая	1,81-3,5
4	Особо высокосернистая	>3,5

— по плотности нефти при 20 °С на пять типов (0–4)

Наименование параметра	Норма для нефти типа
	0	1	2	3	4
Плотность, кг/мᵌ, при температуре: 20°С 15°С	Не более 830,0 Не более 833,7	830,1-850,0 833,8-853,6	850,1-870,0 853,7-873,5	870,1-895,0 873,6-898,4	Более 895,0 Более 898,4
Выход фракций, % об., не менее, до температуры: 200°С 300°С	30 52	27 47	21 42	- -	- -
Массовая доля парафина, %, не более	6	6	6	-	-

— по степени подготовки нефти на 3 группы (1–3)

Наименование показателя	Норма для группы нефти
	1	2	3
Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
Концентрация хлористых солей, мг/дмᵌ, не более	100	300	900
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Давление насыщенных паров, кПа, не более	66,7 (500)
Содержание органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204°С, (ppm), не более	10	10	10

— по содержанию сероводорода и легких меркаптанов на 2 вида (1–2)

Наименование показателя	Норма для нефти вида
	1	2
Содержание сероводорода, (ppm), не более	20	100
Содержание метил- и этилмеркаптанов в сумме, (ppm), не более	40	100

Условное обозначение марки нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр

Х. Х. Х. Х ГОСТ Р 51858-2002

| | | | вид

| | | группа

| | тип

| класс

Заключение

Химическая технология — наука о наиболее экономичных и экологически обоснованных методах химической переработки сырых природных материалов в предметы потребления и средства производства.

Химик технолог должен владеть методами и способами получения веществ и материалов с помощью физических, физико-химических и химических процессов. Выпускники направления работают на предприятиях различных отраслей, в лабораториях и научных центрах. Их задача — создание новых химических соединений, внедрение в эксплуатацию синтезированных веществ. Особенно востребован труд химических технологов на производстве отделочных материалов, полимерных материалов, продуктов переработки нефти и др.

В процессе прохождения практики были выполнены следующие задачи:

– формирование более детального представления о будущей профессии;

– изучение места конкретных предприятий в комплексе регионального хозяйственного механизма и отрасли в целом;

– сбор и обработка материалов, необходимых для составления отчета по практике.

Места прохождения учебной практики: Якутский газоперерабатывающий завод, лаборатория АО «Саханефтегазсбыт», лаборатории института проблем нефти и газа СО РАН, лаборатория полимерных нанокомпозитов АИЦ, ООО «НордЭласт».

Список использованной литературы и других ресурсов

Бойко Е. В. Химия нефти и топлив. Ульяновск: УлГТУ, 2007. ― 60 с.

Некозырева Т. Н., Шаламберидзе О. В. Химия нефти и газа. Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. ― 76 с.

Рябов В. Д. Химия нефти и газа. М.: Изд. «Техника», ТУМА ГРУПП, 2004. ― 288 с.

https://petrodigest.ru

https://neftok.ru