Химия нефти и газа

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Филиал в г. Нефтеюганске

Кафедра РЭНМ

Контрольная работа

Химия нефти и газа

Выполнил

Студент группы НРзс-08

Мартынов Д.А

Вариант 5 (пятый)

Проверил

Преподаватель

Гриценко П.П.

г. Нефтеюганск, 2010 г.

1. Характеристика нефтяных и газовых месторождений мира, России, Тюменской области, ХМАО.

Основные месторождения

Мировой запас нефти оценивается в 840 млрд. тонн условного топлива, из них 10% -- достоверные и 90% --вероятные запасы.

Основной поставщик нефти на мировой рынок -- страны Ближнего и Среднего Востока. Они располагают 66 % мировых запасов нефти, Северная Америка -- 4 %, Россия -- 8-10 %. Отсутствуют месторождения нефти в Японии, ФРГ, Франции и многих других развитых странах. К 2000 г. объем ввоза нефти в США будет в два раза превышать уровень ее добычи. Экспорт из России предполагается к 2000 г. до 7,0 млн. баррелей в сутки. Прогнозируется рост спроса на нефть -- 1,5 % в год.

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ.

Западная Сибирь

Это наша богатейшая кладовая и одна из величайших нефтегазоносных провинций в мире (так называют территории, где располагаются сразу несколько десятков, а то и сотен месторождений). Здесь их открыто уже более двухсот. Они таят в себе около 4 млрд. тонн нефти. В 60-е года 20-го века в Среднем Приобье, прямо посередине этой огромной заболоченной равнины, обнаружили целую «россыпь» нефтяных месторождений. Среди них Самотрол - один из 4-х нефтяных гигантов (2,6 млрд.т.), который разрабатывается с 1969 года. Он имеет 10 залежей нефти, одна из которых с газовой шапкой. Нефть находится в песчаниках нижнего мела и верхней юры на глубине 1610-2350м.

Среди других нефтяных месторождений Западной Сибири. Выделяется Федоровское (400 млн. т.), Варьеганское (200 млн. т.) Усть-Балыкское (170 млн. т.)

Волго-Уральский район

Волго-Уральский район - второй по значимости в России. Здесь разведано несколько миллиардов тонн нефти. Открыто свыше 100 нефтяных месторождений, содержащих более 1400 залежей нефти; 2/3 запасов нефти уже добыто.

В 1948 году в этом районе было открыто крупное Ромашкинское месторождение (3 млрд. т.). Оно расположено в Татарии, в 70 км. К западу от города Альметьевска, в пределах крупного пологого поднятия осадочных пород. Разрабатывается с 1952 года. Здесь уже добыли 1,4 млрд. т. нефти.

Северный Прикаспий.

Эта нефтегазоносная провинция охватывает Южное Поволжье и прилегающие с юго-востока районы, в основном в пределах прикаспийской низменности: частью в Росси частью в Казахстане. Это огромная чаша, заполненная рыхлыми осадками огромной мощности в 17-20 км. В них выделяются две нефтегазовые толщи, разделённые мощным пластом соли.

Тимано-Печёрский район.

Тимано-Печёрский район занимает северо-восток европейской части России. Здесь нефть есть во всех палеозойских и ниже - в мезозойских отложениях, а они располагаются на большой площади. В начале 60-х годов XX века открыто крупное месторождение - Усинское нефтяное. Оно разрабатывается с 1973 года.

Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Здесь открыты Енисейско-Анабарское нефтегазоносная, Ленно- Тунгусское нефтегазоносная, Ленно-Вилюская нефтегазоносная, Охотская нефтегазоносная провинции.

Одним из старейших районов нефтедобычи в России является остров Сахалин, Первые нефтяные месторождения - Охинское и Катанглинское - открыты здесь в 1923-1926 годах. К настоящему времени на острове их несколько десятков. Здесь нефтегазоносны молодые неогеновые отложения. В последние годы нефть получают из недр сахалинского шельфа.

Томская область.

Впервые нефть была получена у города Колпашево в 1953. 16 августа 1962 было открыто второе месторождение в Александровском районе в деревне Соснино. Позднее были открыты Советское, Стрежевское, Малореченское, Северное, Лугинское и т. д. Глубина залегающих нефтяных пластов от 1500 до 2000 метров.

С начала 70-х гг. вплоть до политического кризиса конца 80-х гг. объемы поисково-разведочных работ на нефть и газ в СССР, в основном в России, постоянно увеличивались. В 1988 г. объем буровых геологоразведочных работ на нефть и газ достиг максимума -- 6,05 млн. м, что позволило в этом году прирастить запасы нефти на 1186 млн. т, газа -- на 2000 млрд. м и открыть 97 месторождений нефти и 11 -- газа. После 1988 г. началось снижение объема поисково-разведочных работ, особенно резко -- после 1990 г.. С тех пор объем разведочного бурения уменьшился более чем в 4, а прирост запасов нефти -- в 6,5 раза. Существенно сократились объемы геофизических исследований. За этот период не открыто и не освоено ни одно значительное по запасам и объему добычи нефтяное или газовое месторождение. С этого времени в стране идет процесс активного «проедания» запасов разведанных запасов. С 1994 г. приросты запасов нефти не компенсируют их добычу, а разведанные запасы нефти к 2004 г. снизились на 20%. В основном нефтедобывающем регионе -- Западной Сибири -- разведанные запасы нефти сократились на 25%.

Из открытых 2232 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений разрабатывается 1235. Почти 80% разведанных запасов нефти России приходится на районы суши с развитой инфраструктурой. Большая часть запасов (около 75% начальных) сосредоточена в 11 крупнейших и 140 крупных месторождениях.

Месторождения нефти расположены на территории 37 субъектов РФ, но в основном они сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Наиболее высокая степень освоения разведанных запасов в Уральском (85%), Поволжском (92%), Северо-Кавказском (89%) регионах и Сахалинской области (95%).

Структура остаточных запасов нефти как в целом по стране, так и по основным нефтедобывающим компаниям характеризуется тем, что текущая добыча нефти (77%) обеспечивается отбором из крупных месторождений из так называемых активных запасов, обеспеченность которыми составляет 8-10 лет. В то же время, доля трудноизвлекаемых запасов в целом по России постоянно увеличивается из-за того, что они не вовлекаются в разработку. Их доля по основным нефтедобывающим компаниям колеблется от 30 до 65%.

Все крупные и крупнейшие нефтяные месторождения (179), на которые приходится 3/4 текущей добычи нефти в стране, характеризуются значительной истощенностью запасов и высокой обводненностью добываемой продукции.

Выполнение «Энергетической стратегии России» на период до 2020 г. потребует резкого расширения географии добычи нефти и газа. Главной базой России по добыче этих полезных ископаемых на длительный период, по крайней мере, на ближайшие 30-40 лет, останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Считается, что к 2020 г. добыча нефти в ней достигнет 370 млн. т, добыча газа -- 680 млрд. м.

Для успешного выполнения этой программы, необходимо интенсивно вводить в разработку новые месторождения в районах Средней Оби и Надым-Тазовского междуречья. Сложной задачей, требующей огромных инвестиций, будет освоение запасов и ресурсов нефти и газа полуострова Ямал.

Однако, несмотря на это, за счет формирования новых центров добычи нефти и газа в восточных районах страны и на шельфах Каспийского, арктических и дальневосточных морей роль Западной Сибири в нефтегазовом комплексе России уменьшится -- по добыче нефти с 72 до 63%, газа -- с 93 до 76%.

Новый крупный центр добычи нефти и газа должен быть сформирован в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) на территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В последние десятилетия XX в. здесь был открыт ряд гигантских и крупных месторождений -- Юрубчено- Тохомское, Собинское, Ковыктинское, Верхнечонское, Талаканское, Чаяндинское, Среднеботуобинское и др. По оценкам, к 2020 г. добыча нефти в этом регионе может быть доведена до 80 млн. т, газа -- до 115 млрд. м. В перспективе добыча нефти и газа в этой провинции должна полностью обеспечить потребности рынка Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также экспорт в страны АТР и на Тихоокеанское побережье США.

Наконец, новые центры добычи нефти и газа будут сформированы на шельфах российских морей -- Баренцева и Печорского, российского сектора Каспийского моря, Обской и Тазовской губ и, возможно, Карского моря. Крупный центр добычи нефти и газа уже формируется на шельфе острова Сахалин. По некоторым оценкам, к 2010-2015 гг. добыча нефти по проектам «Сахалин» может быть доведена до 20-25 млн. т, газа -- до 25-30 млрд. м.

Выполнение одобренной правительством России стратегии потребует серьезной и сложной работы и огромных инвестиций. При реализации «Энергетической стратегии России» нефтяная и газовая промышленность России столкнется с рядом технологических проблем. Мировая практика добычи нефти и газа не имеет большого опыта освоения месторождений на арктическом шельфе морей со сложной ледовой обстановкой. Сложным в технологическом плане будет и создание транспортной инфраструктуры. Большое количество технологических сложностей возникнет при освоении газовых и нефтяных месторождений Ямала. В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) также возникнут значительные сложности. Это -- низкая температура нефтегазоносных пластов -- до 6-8°С, аномально низкие пластовые давления, самые древние в мире резервуары, громадные толщи многолетнемерзлых пород, сложнейшие природно-климатические условия. В освоенных районах, таких, как Западная Сибирь, нефтяная промышленность столкнется с проблемой уменьшения размеров месторождений, ухудшением качества коллекторов. Это потребует больших усилий науки по многим направлениям. Необходимо найти решения, снижающие стоимость глубокого бурения, транспортного строительства и др.

В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) начало и развитие добычи нефти, газа и конденсата сдерживаются отсутствием транспортной и энергетической инфраструктуры и медленным принятием решений по их формированию. В Восточной Сибири должно быть построено около 7 тыс. км магистральных нефтепроводов, 9,8 тыс. км газопроводов и 3 тыс. км продуктопроводов. Предстоит сформировать системы транспорта гелия и СПГ. На побережье Карского моря в Западной Сибири, на Сахалинском шельфе, наряду с традиционными для России трубопроводной и железнодорожной транспортировкой нефти, должна получить развитие и морская. Это потребует строительства терминалов и развития танкерного флота. География транспортировки нефти и газа на Евразийском континенте претерпит в ближайшие десятилетия глубокие изменения.

В Сибири наступает период, когда должна быть серьезно изменена структура газовой промышленности. До сих пор основной объем газа добывался из залежей в сеномане Западной Сибири. Это сухой газ, который содержит мало конденсата. Необходимо было только подготовить его к транспортировке. В Западной Сибири начинается освоение нижнемеловых (ачимовский комплекс) залежей. Газ этих залежей жирный, конденсатный. Он требует переработки в больших объемах с выделением конденсата, пропана, бутана, этана. Появление в больших объемах такого ценнейшего сырья потребует развития газохимии и строительства предприятий по сжижению природного газа. Восточно-сибирский газ из древних верхнепротерозойских резервуаров обладает еще одной особенностью. Он содержит в высоких концентрациях (0,2-0,6%) гелий. По запасам и ресурсам гелия районы Восточной Сибири сопоставимы с США. При развитии газовой промышленности добыча гелия в этом регионе может быть доведена до 130-150 млн. м в год. Россия может стать и в ближайшие десятилетия, несомненно, будет крупнейшим поставщиком гелия на мировой рынок. Новейшими технологическими решениями в области выделения и сжижения гелия Россия уже располагает. Создание гелиевой промышленности потребует строительства заводов по выделению и сжижению гелия, хранилищ гелиевого конденсата и пр.

Оценки показывают, что на открытых к настоящему времени месторождениях добыча нефти в России надежно обеспечена сырьем только до 2010-2013 гг. С этого времени для поддержания добычи нефти, а в более отдаленной перспективе, за пределами 2030 г., и газа в разработку нужно вводить новые, еще неоткрытые месторождения. Быстрый рост добычи нефти и газа в последние годы только усложняет ситуацию с сырьевой базой нефтяной и газовой промышленности в начале следующего десятилетия XXI в. Активное выполнение программы геолого-разведочных работ -- наиболее важное, критическое условие реализации энергетической стратегии России.

2. Оптические свойства нефти и нефтепродуктов

Оптические свойства нефти также неодинаковы. Одной из качественных характеристик оптических свойств является цвет. В зависимости от состава нефти цвет меняется от черного и темно-коричневого до красноватого, желтого и светло-желтого. Углеводороды нефти бесцветны, цвет же обусловлен в основном содержанием в ней смолисто-асфальтеновых соединений (чем их больше, тем темнее нефть). Нефть при освещении не только отражают часть падающего на них света, но иногда и сами начинают светиться. Такое явление носит название люминесценции. Так, Бакинская нефть, рассматриваемая при дневном свете, характеризуется синеватым свечением, а грозненская -- зеленоватым.

Нефть содержит оптически активные вещества. При прохождении через них поляризованного луча плоскость поляризации смещается (почти всегда вправо по ходу луча). Угол смещения колеблется в пределах от 0,1 градуса до нескольких градусов. Носителями оптической активности нефти служат преимущественно полициклические нафтены. Нефть из более древних отложений менее оптически активна, нежели нефть из молодых отложений.

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 425 углеводородов и 320 гетеросоединений. Так как нефть представляет сложную смесь индивидуальных углеводородов, то она не имеет определенных физических констант, таких, как температура кипения, температура застывания и др.

3. Основные физические и химические свойства кислородсодержащих гетеросоединений нефти

Основные кислородсодержащие гетероциклы - это:

пятичленный гетероцикл - фуран

шестичленный гетероцикл - пиран

ФУРАН, M_R=68,075 г/моль; бесцветная жидкость с запахом, напоминающим хлороформ; t_пл.=85,6⁰C; t_кип.=31,83⁰C. Смешивается во всех отношениях с ацетоном, бензолом, трихлорметаном и другими органическими растворителями, слабо растворяется в воде (при 25⁰C в 100 г воды растворяется 1 г фурана); в 100 г фурана растворяется 0,3 г воды. Образует азеотропные смеси с водой (98,8% фурана по массе, t_кип.=30,5 0C) и 2-метилбутаном (92% фурана, t_кип.=27,95 0C). Устойчив к действию щелочей, разлагается кислотами.

Фуран - гетероароматическое соединение, свойства которого определяются наличием кольцевого секстета p-электронов, образованных 4 p-электронами двух связей С = С и неподеленной электронной пары гетероатома; другая неподеленная пара электронов атома кислорода остается свободной и может участвовать в образовании оксониевых соединений. Для фурана характерны реакции электрофильного замещения: галогенирование, нитрование, сульфирование, ацилирование, меркурирование и др.; причем низкая устойчивость цикла требует проведения этих реакций в "мягких" условиях, например.

Введение электроноакцепторных заместителей повышает устойчивость ядра фурана; так, например, 2-фуранкарбоновая (пирослизевая) кислота (t_пл.=133⁰C, t_кип.= 23⁰С, 141-144/20 мм рт. ст.) легко нитруется конц. HNO3 в соответствующее 5-нитропроизводное, в то время как фуран в этих условиях разрушается. Реакция фурана с бромцианом приводит к смеси 2-бром- и 2-циано-фуранов, формилирование - к фурфуролу, озонирование - к смеси глиоксаля и формальдегида, окисление H₂O₂ в присутствии катализатора Os₂O₈ - к малеиновому ангидриду.

Фуран проявляет также свойства диена и может участвовать в диеновом синтезе, например

В случае менее активных диенофилов, например акролеина, имеет место заместительное присоединение

Фуран и многие его замещенные легко вступают в реакции металлирования, что используют в препаративных целях, например, для синтеза сульфидов

Гидрирование фурана над Ni-Ренея (100-160⁰C, 16 МПа) приводит к тетрагидрофурану. При более высоких температурах происходит гидрогенолиз фуранового кольца. При действии H₂S или NH₃ (450-500⁰C, Al₂O₃) фуран превращается в тиофен или пиррол (реакция Юрьева).

Фуран вместе с 2-метилфураном (сильваном) содержится в продуктах сухой перегонки некоторых пород древесины.

В лаборатории фуран обычно получают декарбоксилированием пирослизевой кислоты, в промышленности - декарбонилированием фурфурола

Фуран применяют для получения ТГФ, тиофена, пиррола, селенофена и малеинового ангидрида, а также в качестве растворителя и экстрагента масел и жиров. Производные фурана используют как лекарственные средства (см. Фурадонин, Фуросемид) и средства защиты растений.

ПИРАНЫ, M_R=82,10 г/моль. Различают a-пиран (2H-пиран; ф-ла I) и g-пиран (4H-пиран, II).

Незамещенный a-пиран не выделен. Свойства нек-рых замещенных a - пирана: 2-метил-a-пиран - t_кип.=106-111⁰C; 2,4,6-трифенил-a-пиран - t_пл.= 225⁰C.

Для производных a-пирана характерно быстрое и обратимое равновесие с цис-диенонами

g-Пиран бесцв. жидкость; t_кип.=84⁰C; хорошо растворим в этаноле, диэтиловом эфире, бензоле. Нестабилен, разлагается при стоянии на воздухе при комнатной температуре; введение заместителей стабилизирует пирановый цикл.

Каталитич. гидрирование g-пирана приводит к тетрагидропирану; взаимодействует с трифенилметилперхлоратом:

При гидролизе в кислой среде g-пираны легко раскрывают цикл с образованием 1,5-дикетонов:

Для g-пиранов характерна также способность к диспропорционированию под действием протонных и апротонных кислот, например:

4. а) составить кодификацию нефти по следующему коду химической классификации: со средней плотностью, средним содержанием светлых фракций, сернистая, смолистая, высокопарафинистая.

б) дать качественную характеристику нефти по следующему коду химической классификации: 31222.

а) 21212

б) с тяжелой плотностью, со средним содержанием светлых фракций, сернистая, высокосмолистая, высокопарафинистая.

5. Дать качественную характеристику нефти по следующему коду технологической классификации: 12212.

Содержание серы ? 0,5; содержание фракций до 350⁰С 45-55 %, потенциальное содержание базовых масел 15-25 %, индекс вязкости базовых масел > 95, содержание парафинов 1,5-6,0 %.

6. Опишите динамику изменения концентрации низкомолекулярных углеводородов (С2-С3) в осадочных породах при нефтегазообразовании в зависимости от температуры и глубины залегания пласта.

Газы природные горючие, газообразные углеводороды, образующиеся в земной коре.

Общие сведения и геология. Промышленные месторождения природного газа встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо др. полезным ископаемым; в виде газонефтяных месторождений, в которых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтяной свиты; в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими, преимущественно низкокипящими углеводородами.

Природные газы состоят из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов - пентана, гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Многие месторождения природного газа, залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода; с глубиной содержание гомологов метана обычно растет. В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных. В отдельных газовых месторождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота. Встречаются природные газы в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя и на различных глубинах, но чаще всего до 3 км. Образуются природные газы в основном в результате катагенетического преобразования органического вещества осадочных горных пород. Залежи природного газа формируются в природных ловушках на путях миграции газа.

Чтобы наиболее точно описать динамику изменения концентрацию углеводородов (этана, пропана), нужно отметить их t_кип. и t_пл., t_крит и p_крит.

t_кип.(С₂Н₆)=-183,23⁰С; t_пл.(С₂Н₆)=-88,63⁰С; t_крит=32,3 °С, p_крит=4,87 МПа

t_кип.(С₃Н₈)=-187,69⁰С; t_пл.(С₃Н₈)=-42,07⁰С; t_крит=96,84 °С, p_крит=4,24 МПа.

По мере увеличения глубины залежи увеличивается как температура, так и давление. Быстрее всего сжижению подвергается этан (t_крит=32,3 °С), только потом начинает сжижаться пропан (t_крит=96,84 °С). Следовательно, мы с большой степенью вероятностью, можем говорить, что ближе к поверхности концентрация этана будет увеличиваться, и, наоборот, по мере увеличения глубины залежи, будем иметь увеличивающуюся концентрацию пропана.

7. Напишите структурные формулы следующих соединений:

1) 2,3-диметил-6-этилнонен-4; 2) м-ксилол; 3) 1-этил-3,3-диметилциклогексан; 4) бицикло-(4,3,3)-додекан; 5) цис-1,3-транс-4-триметилциклогексан.

1)

2)

3)

4)

5)

8. К какому классу органических соединений относится данное химическое соединение:

3,4,5-триметил-5,6-диэтилдекен-2 - класс алкены;

1,2,2-триметил-5-этилциклогексан - класс циклоалканы;

1,3,5-триэтилбензол - класс ароматических углеводородов;

бензпирен - класс полициклических непредельных углеводородов (концероген);

гопан - класс полициклических предельных углеводородов.

9. Расположите (и дайте пояснения) данные углеводороды в порядке возрастания температур кипения.

а) Нонан - t_кип.=150,7 ⁰С;

б) 3,3-диметилпентан - t_кип.=86,1 ⁰С;

в) метилциклогексан - t_кип.=100,8 ⁰С;

г) этилбензол - t_кип.=136,2 ⁰С.

Поэтому они будут располагаться следующим образом - б, в, г, а.

10. Назовите следующие соединения:

4,4-диметил-3-этил-5-бутилнонан

2,2,4,5-тетраметилгептен-3

цис-1,4-транс-2,3-тетраметилциклопентан

бицикло-5,4,1-додекан

1,2-диметил-4,5-диэтилбензол

11. Привести пример (химическую формулу) нефтяного фитана: