Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов

Нефть

Самотлорская, Ромашкинская, Приобская, Линтовская.

Газ

Уренгойское, Ямбургская, Бованенковское, Медвежье.

Шельфовый газ

Штокмановское

Экзаменационный билет № 1

1. Групповой состав нефти.

 

2. Первичная перегонка нефти. Атмосферно-вакуумная перегонка нефти. Продукты первичной перегонки нефти.

 

1)Первичная основана на физических (обесоливание, обезвоживание) и термических (перегонка) процессах.

Вторичная основана на химических процессах.

2) Вакуумная перегонка осуществляется при давлении 50мм. рт.ст.

Из мазута получают тяжелые УВ:

Солярное масло, смазочные масла, вазелин, парафин, гудрон (битум, асфальт)

3) Продукты:

Газ (бутан и меньше),      <30*C                    топливо

бензин,                              30-170*C          авт. топливо

лигроин,                           120-240*C         тракторное топливо

керосин,                            150-250 *C                самолетное, ракетное

дизельная фракция,         240-300*C                дизельное

атмосферный газойль,              250-360*C       дизельное

мазут.                                >350*C                 топливо ТЕЦ (если без

                                                                                    вакуумной перегонки)

3. Напишите структурные формулы: 2,4-диметилгексан; 2-метил, 4-этилоктан;

1, 2 – диметилбензол; нафталин.

 

 

                                                                    

Экзаменационный билет № 2

1. Теория органического происхождения нефти.

В начале 20 века в работах Г. Потоноье (1904, 1908), Г.П. Михайловского (1906) и Н.И. Андрусова (1908) были выдвинуты положения об образовании нефти из сапропелевого органического вещества.

Г. Потонье считал, что нефть является продуктом перегонки сапропелевых горных пород под действием подземного тепла. Г. Потонье в начале 20 века связывал образование нефти с сапропелевым органическим веществом, обогащенным живыми компонентами.

Позже, почти до начала ХХ в., исследователями предлагались различные гипотезы органического происхождения нефти, причем одни учёные считали, что нефть образуется из растительных осадков, а другие основное значение придавали ОВ животного происхождения.

Нефть возникла в результате разложения растений и животных на дне различных водоемов. Останки в результате различных химических процессов разлагались. Находящиеся на глубине более 3000 метров они высвобождали углеводороды. Органическая теория происхождения нефти может быть возможной только в условиях высоких температур

Жидкие углеводороды, освободившись из органической массы, заполняют собой пустоты.

 

2.Каталитический риформинг бензина с неподвижным слоем катализатора. Основные реакции превращения углеводородов при риформинге.

 

Процесс каталитического риформинга предназначен для получения ценного высокооктанового ароматического компонента автобензинов – риформата. Кроме того, в процессе риформинга образуется значительное количество ВСГ (водородсодержащий газ), необходимого для процессов гидроочистки, изомеризации, гидрокрекинга.

 

В качестве сырья процесса риформинга обычно выступают прямогонные бензиновые фракции 85-180*С

 

На установках риформинга со стационарным слоем катализатора гидроочищенное сырьё подвергают предварительной стабилизации и ректификации в специальной колонне.

Фракция 80-180°С в смеси с рециркулирующим водородсодержащим газом поступает последовательно в три (иногда четыре) стальных реактора. Между реакторами смесь подогревается, поскольку дегидрирование, протекающее в первых реакторах, сильно эндотермический процесс. Каждый реактор работает в режиме, близком к адиабатическому. Катализатор распределяют по реакторам неравномерно, в первом — наименьшее количество, в последнем — наибольшее. Жидкие продукты стабилизируют в специальной колонне, газообразные попадают в компрессор для циркуляции водородсодержащего газа. Типичные условия процесса: 490—530°С, 2-3,5 МПа, объёмная скорость подачи сырья 1,5-2,5 ч⁻¹, водород: сырьё = 5-10:1.

 

 

Дегидрирование нафтеновых УФ в Арены

С6H12 → C6H6 + 3H2 + 221 кДж/моль
Изомеризация пятичленных циклоалканов в производные циклогексана

С5H9-СН3 → C6H12 — 15,9 кДж/моль

Изомеризация н-алканов в изоалканы

n-С6H14 → i-C6H14 — 5,8 кДж/моль

Дегидроциклизация алканов в Арены

С6H14 → C6H6 + 4H2 + 265 кДж/моль

 

3. Напишите структурные формулы: 2,3-диметилпентан; 2-метил, 5-этилдекан;

1-метил, 2-пропилбензол; метилнафталин.

 

Экзаменационный билет № 3

1. Сбор и подготовка нефти на месторождении.

Сырье, получаемое из скважин, не является товарной из-за содержания (ПНГ, воды, механические примеси).

1) ПНГ проходит сепарацию для очистки от примесей воды и его стабилизации.

 

2) Из скважин водонефтяная смесь отправляется на Автоматизированные Групповые Замерные Установки (замеряется кол-во жидкости с каждой скважины).

 

3) Далее сырье отправляется на Дожимные Насосные Станции или Установки Предварительного Сброса Воды. На ДНС производится первая ступень сепарации газа от воды (затем отводится потребителем или на стабилизацию на ГПЗ).

 

4) Частично дегазированная жидкость подается на Установки Предварительного Сброса Воды или в Центральный пункт сбора. На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой в жидкость подается реагент – деэмульгатор, что касается нефтесодержащей жидкости она со второй ступени сепарации поддается в резервуарный парк где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды на Блочную Кустовую Насосную Станцию для последующей закачки в пласт через Водораспределительные Батареи на нагнетательные скважины (Скважины поддержания Пластового давления) и в пласт.

 

5) После ДНС или УПСВ нефть с обводненностью не более 10% поддается на подготовку в ЦППН (центральный пункт подготовки нефти). Технологические процессы этого этапа проводятся на Установки Подготовки Нефти в ЦППН или на Нефте Стабилизационном Производстве (НСП).

 

6) Нефтесодержащее сырье 2 ступенчато сепарируется, фазы разделяются, и полученная чистая нефть стабилизируется. При поступлении на установку или ЦППН жидкость подается на узел сепарации отсюда в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Затем в специальных отстойниках эмульсия разделяется на нефть и воду.

 

7) Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов.

 

8) Нефть подается в технологический резервуар в которых продолжается процесс отделения от воды с добавление деэмульгатора.

 

9) Затем нефть подается в Электродегидратор, где капли воды под действием электрического поля поляризуются взаимно притягиваются друг другу, укрупняются и осаждаются. В итоге выходит нефть с содержанием воды менее 1%.

 

10) Далее нефть попадает в блок горячей сепарации (теплообменник) для окончательного разгазирования (стабилизации).

 

11) Стабилизированная нефть подается в РВС (Резервуары Вертикальные Стальные).

 

12) В резервуарном парке проводят проверку качества и затем нефть поддается насосами через узел учета нефти (УУН)   на центральный товарный парк и магистральный нефтепровод. Откуда поддается на НПЗ.

 

   

2. Каталитический риформинг бензина с неподвижным слоем катализатора. Основные реакции превращения углеводородов при риформинге.

Процесс каталитического риформинга предназначен для получения ценного высокооктанового ароматического компонента автобензинов – риформата. Кроме того, в процессе риформинга образуется значительное количество ВСГ (водородсодержащий газ), необходимого для процессов гидроочистки, изомеризации, гидрокрекинга.

 

В качестве сырья процесса риформинга обычно выступают прямогонные бензиновые фракции 85-180*С

 

На установках риформинга со стационарным слоем катализатора гидроочищенное сырьё подвергают предварительной стабилизации и ректификации в специальной колонне.

Фракция 80-180°С в смеси с рециркулирующим водородсодержащим газом поступает последовательно в три (иногда четыре) стальных реактора. Между реакторами смесь подогревается, поскольку дегидрирование, протекающее в первых реакторах, сильно эндотермический процесс. Каждый реактор работает в режиме, близком к адиабатическому. Катализатор распределяют по реакторам неравномерно, в первом — наименьшее количество, в последнем — наибольшее. Жидкие продукты стабилизируют в специальной колонне, газообразные попадают в компрессор для циркуляции водородсодержащего газа. Типичные условия процесса: 490—530°С, 2-3,5 МПа, объёмная скорость подачи сырья 1,5-2,5 ч⁻¹, водород: сырьё = 5-10:1.

 

 

Дегидрирование нафтеновых УФ в Арены

С6H12 → C6H6 + 3H2 + 221 кДж/моль
Изомеризация пятичленных циклоалканов в производные циклогексана

С5H9-СН3 → C6H12 — 15,9 кДж/моль

Изомеризация н-алканов в изоалканы

n-С6H14 → i-C6H14 — 5,8 кДж/моль

Дегидроциклизация алканов в Арены

С6H14 → C6H6 + 4H2 + 265 кДж/моль

 

 

3. Напишите структурные формулы: 2,5-диметилдодекан; 2-метил,5-этилтридекан;

1-метил, 2-пропилбензол; метилнафталин.

 

 

Экзаменационный билет № 4

1. Сбор и подготовка газа на месторождении.

Сырье, получаемое из скважин, не является товарной из-за содержания (ПНГ, воды, механические примеси).

1) ПНГ проходит сепарацию для очистки от примесей воды и его стабилизации.

 

2) Из скважин водонефтяная смесь отправляется на Автоматизированные Групповые Замерные Установки (замеряется кол-во жидкости с каждой скважины).

 

3) Далее сырье отправляется на Дожимные Насосные Станции или Установки Предварительного Сброса Воды. На ДНС производится первая ступень сепарации газа от воды (затем отводится потребителем или на стабилизацию на ГПЗ).

 

4) Частично дегазированная жидкость подается на Установки Предварительного Сброса Воды или в Центральный пункт сбора. На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой в жидкость подается реагент – деэмульгатор, что касается нефтесодержащей жидкости она со второй ступени сепарации поддается в резервуарный парк где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды на Блочную Кустовую Насосную Станцию для последующей закачки в пласт через Водораспределительные Батареи на нагнетательные скважины (Скважины поддержания Пластового давления) и в пласт.

 

5) После ДНС или УПСВ нефть с обводненностью не более 10% поддается на подготовку в ЦППН (центральный пункт подготовки нефти). Технологические процессы этого этапа проводятся на Установки Подготовки Нефти в ЦППН или на Нефте Стабилизационном Производстве (НСП).

 

6) Нефтесодержащее сырье 2 ступенчато сепарируется, фазы разделяются, и полученная чистая нефть стабилизируется. При поступлении на установку или ЦППН жидкость подается на узел сепарации отсюда в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Затем в специальных отстойниках эмульсия разделяется на нефть и воду.

 

7) Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов.

 

8) Нефть подается в технологический резервуар в которых продолжается процесс отделения от воды с добавление деэмульгатора.

 

9) Затем нефть подается в Электродегидратор, где капли воды под действием электрического поля поляризуются взаимно притягиваются друг другу, укрупняются и осаждаются. В итоге выходит нефть с содержанием воды менее 1%.

 

10) Далее нефть попадает в блок горячей сепарации (теплообменник) для окончательного разгазирования (стабилизации).

 

11) Стабилизированная нефть подается в РВС (Резервуары Вертикальные Стальные).

 

12) В резервуарном парке проводят проверку качества и затем нефть поддается насосами через узел учета нефти (УУН)   на центральный товарный парк и магистральный нефтепровод. Откуда поддается на НПЗ.

 

   

 

2. Каталитический риформинг бензина с движущимся слоем катализатора.  Основные реакции превращения углеводородов при риформинге.

Рис. 2. Схема установки каталитического риформинга бензина с движущимся слоем катализатора и блоком гидроочистки:

Р-1 - реактор гидроочистки; Р-2/1-Р-2/4 - секции реактора риформинга; П-1 - печь блока гидроочистки; П-2/1-П-2/4 - секции печи реактора риформинга; П-3 - печь подвода тепла внизу колонны стабилизации; РК-1, -2 - ректификационные колонны стабилизации; СО - ступень очистки газов от сероводорода; ГЗ-1, -2 - гидрозатворы на потоке катализатора; ПП - пневмоподъемник; БРК - блок регенерации катализатора; Б -бункер; Е-1, -3, -4 - сепараторы высокого давления; РБ - ребойлер; остальные обозначения - см. рис. 4.9;

потоки: 1- бензин 85-180 °С; II - ВСГ; III - жидкая фаза катализата; IV , XI - углеводородный газ; V - отдув ВСГ; VI - очищенный от серы бен­ зин; VII - катализах риформинга; VIII - жидкая фаза из горячего сепаратора; IX - паровая фаза в смеси с ВСГ из горячего сепаратора; X - жидкая фаза из холодного сепаратора; XII - сжиженный газ; XIII - стабильный высокооктановый бензин; XIV - товарный ВСГ; XV - закоксованный катализатор; XVI - регенерированный катализатор.

Дегидрирование нафтеновых УФ в Арены

С6H12 → C6H6 + 3H2 + 221 кДж/моль
Изомеризация пятичленных циклоалканов в производные циклогексана

С5H9-СН3 → C6H12 — 15,9 кДж/моль

Изомеризация н-алканов в изоалканы

n-С6H14 → i-C6H14 — 5,8 кДж/моль

Дегидроциклизация алканов в Арены

С6H14 → C6H6 + 4H2 + 265 кДж/моль

 

3. Напишите структурные формулы: 2,3-диметилбутан; 2-метил, 4-этилпентан;

1, 3 – диметилбензол; нафталин.

 

 

Экзаменационный билет № 5

1. Классификация нефтей.

Существует множество классификаций нефтей, применяющихся для оценки свойств нефти в зависимости от страны. Вот основные из них:

 

По содержанию серы

По плотности

Плотность нефти изменяется в пределах 730—1040 кг/м³. На практике для её измерения чаще используют единицы измерения грамм на кубический сантиметр (г/см³) и соответственно плотность нефти колеблется в пределах 0,730—1,040 г/см³. Наиболее распространенные величины плотности нефти — 0,82-0,90 г/см³. В РФ согласно методическим рекомендациям по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов по плотности выделяют следующие классы нефти:

По вязкости

По содержанию парафинов

По содержанию смол

По содержанию асфольтенов

меньше 1% - малоасфальтенистые.

от 1 до 5% - среднеасфальтенистые

больше 5% - высокоасфальтенистые.

Типы по выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350єС:

 

Т1 - не менее 45%.

Т2 - 30 - 44,9%.

Т3 - менее 30%.

 

Группы по содержанию масел:

 

М1 - не менее 25% в расчёте на нефть.

М2 - 15 - 25% в расчёте на нефть и не менее 45% в расчёте на мазут.

М3 - 15 - 25% в расчёте на нефть и 30 - 45% в расчёте на мазут

М4 - менее 15% в расчёте на нефть.

 

Подгруппы по качеству масел, оцениваемому индексом вязкости (Ип - условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого масла и эталонных масел):

И1 - индекс вязкости выше 85.

И2 - индекс вязкости 40 - 85.

 

2. Каталитический риформинг бензина с неподвижным слоем катализатора. Основные реакции превращения углеводородов при риформинге.

 

Процесс каталитического риформинга предназначен для получения ценного высокооктанового ароматического компонента автобензинов – риформата. Кроме того, в процессе риформинга образуется значительное количество ВСГ (водородсодержащий газ), необходимого для процессов гидроочистки, изомеризации, гидрокрекинга.

 

В качестве сырья процесса риформинга обычно выступают прямогонные бензиновые фракции 85-180*С

 

На установках риформинга со стационарным слоем катализатора гидроочищенное сырьё подвергают предварительной стабилизации и ректификации в специальной колонне.

Фракция 80-180°С в смеси с рециркулирующим водородсодержащим газом поступает последовательно в три (иногда четыре) стальных реактора. Между реакторами смесь подогревается, поскольку дегидрирование, протекающее в первых реакторах, сильно эндотермический процесс. Каждый реактор работает в режиме, близком к адиабатическому. Катализатор распределяют по реакторам неравномерно, в первом — наименьшее количество, в последнем — наибольшее. Жидкие продукты стабилизируют в специальной колонне, газообразные попадают в компрессор для циркуляции водородсодержащего газа. Типичные условия процесса: 490—530°С, 2-3,5 МПа, объёмная скорость подачи сырья 1,5-2,5 ч⁻¹, водород: сырьё = 5-10:1.

 

 

Дегидрирование нафтеновых УФ в Арены

С6H12 → C6H6 + 3H2 + 221 кДж/моль
Изомеризация пятичленных циклоалканов в производные циклогексана

С5H9-СН3 → C6H12 — 15,9 кДж/моль

Изомеризация н-алканов в изоалканы

n-С6H14 → i-C6H14 — 5,8 кДж/моль

Дегидроциклизация алканов в Арены

С6H14 → C6H6 + 4H2 + 265 кДж/моль

 

3. Напишите структурные формулы: 2,3-диметилбутан; 2-метил, 4-этилпентан;

1, 3 – диметилбензол; нафталин.

 

Экзаменационный билет № 6

1. Что такое нефть. Основные природные энергетические источники.

Крупнейшие нефтяные и газовые компании мира и России.

 

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов

Соединения сырой нефти - это сложные вещества, состоящие из 5 элементов - C, H, S, O и N, содержание этих элементов колеблется в диапазонах 82 - 87% (С), 11 - 15% (H), 0,01 - 6% (S), 0 - 2% (O) и 0,01 - 3% (N).
Углеводороды - основные компоненты нефти и природного газа.

 

Газ. Принято считать, что запасы природного газа на Земле составляют примерно 250 трлн. м. куб., причём из них надёжно разведано 80…90 трлн. м. куб.

 

Нефть. Установлено, что в недрах планеты имеется примерно 2000 млрд. т нефти, из которых надёжно разведано около 410млрд т.

 

Атомная энергетика. В настоящее время на ядерную энергию приходится около 6% мирового топливо – энергетического баланса и 17% производимой электроэнергии.

Общие геологические запасы угля, разведанные до глубины 1800 м, оцениваются в 637 млрд

Royal Dutch Shell Plc занимается добычей нефти и природного газа ДАНИЯ

 

Exxon Mobil Corp. занимается разведкой, разработкой и торговлей нефти, газа и нефтепродуктов. США (техас)

Газпром

Лукойл

Роснефть

 

2. Химический состав нефти и газов: ПГ и ПНГ. Фракционный и групповой составы нефти.

Соединения сырой нефти - это сложные вещества, состоящие из 5 элементов - C, H, S, O и N, содержание этих элементов колеблется в диапазонах 82 - 87% (С), 11 - 15% (H), 0,01 - 6% (S), 0 - 2% (O) и 0,01 - 3% (N).

 

 

ПНГ

Неуглеводородные компоненты попутного нефтяного газа: Ar, H2, He, N2, H2S, водяные пары – H2O, CO, CO2

 

Фракционный состав нефти

Газ (бутан и меньше),      <30*C                    топливо

бензин,                        30-170*C          авт. топливо

лигроин,                           120-240*C        тракторное топливо

керосин,                            150-250 *C                самолетное, ракетное

дизельная фракция,         240-300*C                дизельное

атмосферный газойль,              250-360*C       дизельное

мазут.                                >350*C                 топливо ТЕЦ (если без

                                                                                    вакуумной перегонки)

Главную часть нефтей составляют три группы УВ: метановые, нафтеновые и ароматические. По углеводородному составу все нефти подразделяются на:

1) метаново-нафтеновые,

2) нафтеново-метановые,

3) ароматическо-нафтеновые,

4) нафтеново-ароматические,

5) ароматическо-метановые,

6) метаново-ароматические

7) метаново-ароматическо-нафтеновые.

 

Первым в этой классификации ставится название углеводорода, содержание которого в составе нефти меньше.

 

Арены

Небензоидные ароматические соединения - соединения, обладающие ароматическими свойствами, но не имеющие в своем составе бензольных ядер. Примеры циклопропенилий-и тропилий-ионы, циклопентадиенид-ион, азулен.

3. Напишите структурные формулы: 2,5-диметилгептан; 2-метил, 3-этилпентан;

1, 3 – диметилбензол; нафталин.

 

Экзаменационный билет № 7

 

1. Плотность, молекулярная масса, давление насыщенных паров нефти и н/п.

ПЛОТНОСТЬ

В зависимости от плотности при 20 С различают нефти легкие (менее 850 кг/м3), средние (850—885 кг/м3) и тяжелые. Наиболее ценными являются легкие нефти, в которых преобладают бензиновые и масляные фракции

МОЛЯРКА

Молекулярную массу нефтепродуктов определяют различными методами: криоскопическим; эбулиоскопическим; осмометрическим.

Используют также эмпирические формулы, в которых молекулярная масса связана с другими характеристиками. Наиболее распространённая эмпирическая формула - формула Воинова:

Мcp = а + btcp+ ct2cp

где a, b, с - постоянные для каждого класса углеводородов. Для алканов она имеет вид:

Mcp = 60 + 0,3tcp+ 0,001t 2cp

ДАВЛЕНИЕ

Давление насыщенных паров (ДНП) является важным показателем испаряемости нефти и безопасности ее транспортировки и хранения. ДНП — это давление паров нефти над ее поверхностью в замкнутом объеме в условиях термодинамического равновесия. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до наступления динамического равновесия, пока газовое пространство не будет полностью насыщено их парами. В этом состоянии число испаряющихся и конденсирующихся молекул выравнивается. Величина ДНП зависит от температуры нефти и оказывает влияние на образование паровых пробок в трубопроводах, на величину потерь от испарения при закачке и хранении нефти в резервуарах.

В трубопроводном транспорте стабильность нефти ограничивается условиями поставки, согласно которым ДНП не должно превышать 66650 Па. Средние давления насыщенных паров различных нефтепродуктов имеют следующие значения: бензин 93кПа. керосин 6кПа. дизельное топливо 1 кПа.

2. Первичная перегонка нефти. Атмосферно-вакуумная перегонка нефти. Продукты первичной перегонки нефти.

1)Первичная основана на физических (обесоливание, обезвоживание) и термических (перегонка) процессах.

Вторичная основана на химических процессах.

2) Вакуумная перегонка осуществляется при давлении 50мм. рт.ст.

Из мазута получают тяжелые УВ:

Солярное масло, смазочные масла, вазелин, парафин, гудрон (битум, асфальт)

3) Продукты:

Газ (бутан и меньше),      <30*C                    топливо

бензин,                              30-170*C          авт. топливо

лигроин,                           120-240*C        тракторное топливо

керосин,                            150-250 *C                самолетное, ракетное

дизельная фракция,         240-300*C                дизельное

атмосферный газойль,              250-360*C       дизельное

мазут.                                >350*C                 топливо ТЕЦ (если без

                                                                                    вакуумной перегонки)

 

3. Напишите структурные формулы: 2,3-диэтилбутан; 2-метил, 4-этилгексан;

1, 3 – диэтилбензол; нафталин.

 

Экзаменационный билет № 8

1. Основные теории происхождения нефти: неорганическая, органическая и космическая.

 

ОРГАНИЧЕСКАЯ

В начале 20 века в работах Г. Потоноье (1904, 1908), Г.П. Михайловского (1906) и Н.И. Андрусова (1908) были выдвинуты положения об образовании нефти из сапропелевого органического вещества.

Г. Потонье считал, что нефть является продуктом перегонки сапропелевых горных пород под действием подземного тепла. Г. Потонье в начале 20 века связывал образование нефти с сапропелевым органическим веществом, обогащенным живыми компонентами.

Позже, почти до начала ХХ в., исследователями предлагались различные гипотезы органического происхождения нефти, причем одни учёные считали, что нефть образуется из растительных осадков, а другие основное значение придавали УВ животного происхождения.

Нефть возникла в результате разложения растений и животных на дне различных водоемов. Останки в результате различных химических процессов разлагались. Находящиеся на глубине более 3000 метров они высвобождали углеводороды.

Впоследствии нефть проникает в подземные пустоты и заполняя их. Таким образом формируются месторождения полезного ископаемого.

В дальнейшем, по мере продвижения вниз, органический пласт подвергается воздействию все более высоких температур. Когда температура превышает показатели в 200 градусов, прекращается выделение углеводородов, но начинается активное выделение газа.

 

Жидкие углеводороды, освободившись из органической массы, заполняют собой пустоты.

 

НЕОРГАНИЧЕСКАЯ

Сторонники абиогенной теории происхождения нефти считают, что образование жидких углеводородов обусловлено геологическими процессами, которые протекают в недрах Земли, и не имеет связи с биологическими процессами.

 

Согласно данной теории, этан и более тяжелые углеводороды, присутствующие в составе нефти, могут синтезироваться из неорганических соединений, присутствующих в верхней мантии Земли.

 

Ученые, которые придерживаются биогенной теории происхождения нефти, считают, что запасы этого ресурса невозобновляемые, поэтому их хватит только на следующие 100 лет. В отличие от них, сторонники неорганического происхождение нефти высказывают мнение, что, если пробурить пласты более глубоко, откроются настолько большие запасы, что существующие покажутся каплей в море.

 

Впервые такой вариант истории происхождения нефти был предложен французским химиком М. Бертло во второй половине 19 века. Он синтезировал углеводороды из неорганических веществ.

 

Разновидность абиогенной гипотезы — карбидная теория происхождения нефти. Она была предложена Д. Менделеевым и подразумевала, что этот ресурс образуется на больших глубинах при условиях высокой температуры, вследствие взаимодействия воды с карбидами металлов.

 

Космическая

Ее основоположник, В. Д. Соколов считал, что образование этого ресурса стало возможным благодаря попаданию на землю неорганических компонентов из космоса. Теория стала возможным, после подтверждения наличия углеводородных радикалов на звездах и метеоритах.

 

Такая теория рассматривает процесс образования нефти следующим образом: углеводороды этого вещества сформировались из рассеянных неорганических элементов, присутствующих в космическом пространстве и попавших в состав земного вещества еще на стадии формирования планеты. По мере остывания Земли эти вещества поглощались расплавленной магмой. Таким образом углеводороды проникли в осадочные породы в газообразном состоянии, после чего конденсировались и образовали нефть.

 

Космическая теория происхождения нефти в конце 19 века В. Соколовым.

 

2. Классификация установок первичной перегонки нефти. Основные продукты перегонки нефти.

 

Процесс первичной переработки нефти осуществляется в трубчатых при вакууме или атмосферном и повышенном давлениях. Особенностью трубчатых установок являются низкая температура перегоняемой нефти, меньшая степень крекинга сырья и большой коэффициент полезного действия. С их помощью получают сырье для вторичной переработки (гидрокрекинг, изомеризация, каталитический крекинг, риформинг) и товарные нефтепродукты.

 

Промышленные установки первичной перегонки делятся на:

Атмосферные (АТ),

Вакуумные (ВТ),

комбинированные (например, АВТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ со вторичной переработкой бензина и др.). (электрообессоливающая установка)

 

По числу ступеней испарения установки для первичной переработки нефти делятся на установки одно-двух-трех-четырехкратного испарения.

 

Атмосферная трубчатка предназначена для отбора из нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В ней используется однократное или двукратное испарение, которое может быть с предварительным испарением легких фракций или с предварительным отбензиниванием. Установки с однократным используют при перегонке стабильных нефтей, в которых содержится мало газа.

 

Предназначены для разделения нефти на фракции, которые используются как компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и сырьё нефтехимии.

 

3) Продукты:

Газ (бутан и меньше),      <30*C                    топливо

бензин,                              30-170*C          авт. топливо

лигроин,                           120-240*C        тракторное топливо

керосин,                            150-250 *C                самолетное, ракетное

дизельная фракция,         240-300*C                дизельное

атмосферный газойль,              250-360*C       дизельное

мазут.                                >350*C                 топливо ТЕЦ (если без

                                                                                    вакуумной перегонки)

 

3. Напишите структурные формулы: 2,3-диэтилгептан; 2-метил, 4-этилгексан;

1, 2 – диэтилбензол; нафталин.

 

Экзаменационный билет № 9

1. Гетероатомные соединения нефти: серо-, азот-, кислород- и металлоорганиче-ские соединения.

Гетероатомные соединения - химические соединения на основе углеводородов любой группы, содержащие один или несколько различных атомов химических элементов - серы, азота, кислорода, хлора и металлов.

 

Содержание их в нефтях и распределение по фракциям различно и является важной характеристикой качества нефти. Общим же является то, что количество ГАС нарастает с увеличением температуры кипения фракции нефти. Так, во фракциях, кипящих выше 450 или 500°С, 80-90% входящих в них соединений составляют ГАС. Кислородные соединения нефти

 

Кислосодержащие

Кислородсодержащие соединения содержаться в нефтяных системах от 0,1-1,0 до 3,6 %

Среди них традиционно выделяют вещества кислого и нейтрального характера. К кислым компонентам относятся карбоновые кислоты и фенолы. Нейтральные кислородсодержащие соединения представлены кетонами, ангидридами и амидами кислот, сложными эфирами, фурановыми производными, спиртами и лактонами.

Карбоксильные УВ RCOOH

Алифатические кислоты представлены, в первую очередь, н-алкановыми кислотами. RCOOH

Алициклические (нафтеновые) кислоты нефти - это моноциклокарбоновые кислоты - производные циклопентана и циклогексана

Сернистые

Общее содержание серы в нефтегазовых системах колеблется в широких пределах: от сотых долей процента до 6-8 %.

1) Алифатические, алициклические и ароматические тиолы (меркаптаны) R-SH:

2) Тиоэфиры (сульфиды) следующих основных типов:

(R, R' - предельные и непредельные алифатические углеводородные заместители).

3) Диалкилдисульфиды R-S-S-R', где R, R' - алкильные, циклоалкильные или арильные заместители.

4) Тиофены и их производные, важнейшими из которых являются следующие аренотиофены

 

5) Тиолы содержатся практически во всех сырых нефтях обычно в малых концентрациях и составляют 2-10 % (маcc.) от общего содержания серосодержащих соединений.

В газоконденсатах присутствуют в основном алифатические меркаптаны C₁-С₃.

Тиоэфиры составляют до 27 % от суммы серосодержащих соединений в сырых нефтях

Диалкилдисульфиды в сырых нефтях не обнаружены, они обычно образуются при окислении меркаптанов в мягких условиях и поэтому присутствуют в бензинах (до 15 %).

Азотосодержащие

 

Азотсодержащие соединения содержатся в нефтях (по данным для 500 нефтей) в пределах от 0,02-0,40 % (масс.), хотя в некоторых может достигать 0,8-1,5 и даже 10-12%.

В соответствии с общепринятой классификацией по кисотно-основному признаку азотсодержащие соединения делятся на азотистые основания и нейтральные соединения.

1) Азотсодержащие основания являются, по-видимому, единственными носителями основных свойств среди компонентов нефтяных систем. Доля азотсодержащих оснований в нефти колеблется от 10 до 50 %.

2) Сильноосновные азотсодержащие соединения представлены пиридинами и их производными:

3) К слабоосновным азотсодержащим соединениям относятся анилины, амиды, имиды и N-циклоалкилпроизводные, имеющие в пиррольном кольце в качестве заместителя алкильные, циклоалкильные и фенильные группы:

Наряду с названными монофункциональными в нефтях идентифицированы следующие азотс