8. Характеристика природных газов

Все УВ газы можно разделить по происхождению на 2 большие группы- первичные и вторичные. Первичные УГ – это газы, добываемые непосредственно из земных недр. По условиям залегания (и соответственно, по составу) они могут быть разделены на природные и попутные (нефтяные) УГ. К природным УГ относят легкие по составу газы чисто газовых месторождений, а также газы газоконденсатных месторождений, к-ые выносят на поверхность в сконденсированном виде в небольших кол-вах (50-500 г/нм³) более тяжелые УВ (конденсаты), кипящие до 200-300 °С.Попутные УГ – это газы, добываемые вместе с нефтью на нефтяных месторождениях.

Вторичные УГ – это легкие УВ, образовавшиеся при переработке нефти за счет термокаталитических превращений природных УВ нефти . Эти газы обычно включают УВ С₁-С₅ и могут быть насыщенными (предельными) и ненасыщенными (непредельными).

Крупнейшие отчесетвенные месторождения природного газа – северные районы Зап. Сибири (Уренгой, Медвежье), Заполярье (п-ов Ямал), Оренбургская область и Прикаспий (Астрахань, Карачаганак).

Состав ПГ по основным газовым и газоконденсатным месторождениям. Общее, что их характеризует, - высокое содержание СН₄ (85-99 % об.) и соответственно высокая теплота сгорания. Содержание тяжелых УВ С₅₊ невелико (0,02 – 0,2 % об.)и лишь в редких случаях равно 1,5 – 4% об. Большинство газов содержит 1-5 % об. неУВ примесей инертных газов (N₂ и CO₂) и Н₂S, а также в небольших количествах COS, CS₂, RSH.

Газ многих месторождений выносит (5-500 г/м³) газоконденсат, содержащий УВ С₅-С₂₀. Выкипают в пределах 40-350 °C , бывают тяжелые t_н.к. =103/210 °C или легкие t_к.к. = 200-230 °C. Газоконденсаты разных месторождений сильно различаются по групповому хим.составу и содержанию S (Оренбургский 1,18%, Астраханский 1,37%,Карачаганакский 0,8%).

Продукты переработки природных газов: 1) товарный природный газ (бытовое/промышленное топливо); 2) газообразные технически чистые УВ (С2-С4) и He , а также смесь газовых компонентов опр. состава; 3)Сжиженные УВ ШФЛУ, а также He; 4) Газоконденсат и продукты его перерарботки;

5) Технический углерод и газовая сера.

Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Для облегчения возможности определения утечки газа, в него в небольшом количестве добавляют одоранты — вещества, имеющие резкий неприятный запах (гнилой капусты, прелого сена, тухлых яиц). Чаще всего в качестве одоранта применяется тиолы, например, этилмеркаптан.

9. Системы классификации природных энергоносителей

К природным энергоносителям относят вещества, добываемые из недр Земли или с её поверхности и состоящие в основном из двух горячих элементов – углерода и водорода.

На XI Международном нефтяном конгрессе была предложена единая классификация всех видов природных энергоносителей по 3 признакам – агрегатное состояние, ρ и вязкость => деление нефтей на 4 категории – легкие (ρ<870), средние (870-920), тяжелые (920-1000), сверхтяжелые (>1000), вязкость <10 Па*С. Если взякость > 10 Па*с – природные нефтебитумы.

1. Химическая классификация основываются на различиях хим.состава нефтей или их определенных фракций. По одной из таких классификаций за основу взято число атомов C, приходящихся в усредненной молекуле на алифатические радикалы, нафтеновые и ароматические циклы, и по этому признаку нефти делятся на 7 групп. Кроме того, по содержанию в них S, смол, асфальтенов, парафина и легких фракций предусматривается 12 подгрупп.

По другой классификации в качестве определяющих призна­ков приняты: ρ нефти, содержание в ней S и отно­шение содержания алканов и Ар УВ к цикланам. По ρ нефти разделены на 4 группы (легкие, средние, тяжелые и очень тяжелые), а по содержанию S - на 3 (малосернистые, сернистые и высокосернистые). В каждой из этих групп хим.состав учитывается упомяну­тыми выше соотношениями количеств групп УВ.

В США была разработана классификация, базирующаяся также на взаимосвязи их ρ и УВ состава. По этой классификации, если ρ≤0,825 фракции 250-275 °С, нефть относят к парафиновой, если ρ≥0,860 - к нафтеновой. Между этими значениями - проме­жуточные нефти. Для фракции 275 - 300 °С границами плотно­стей парафиновых и нафтеновых нефтей приняты 0,876 и ниже и 0,934 и выше. Всего по этой классификации определено 7 типов нефтей: парафиновая; парафиново-промежуточная; про­межуточно-парафиновая; промежуточная; промежуточно-нафте­новая; нафтеново-промежуточная; нафтеновая.

2. Геохимическая классификация имеют свои основы в теории нефтеобразования. Формирование нефти как хим. вещества в недрах Земли связано, с 1ой стороны, с природой материнского вещества, из к-го началось нефтеобразование, а с др. стороны – с воздействием внешних факторов (t, p,присутствие химически активных горных пород и др.) Классификация А.Ф. Добринского, в к-ой определяющими факторами служат геохимические условия преобразования исходного нефтематеринского вещества, причем считается, что вначале обр-ся нефть нафтенового основания, а под влиянием термокат. процессов в окружающих породах она превращается в нефть парафинового основания (происходит облегчение и метанизация). Классификация по А.А.Петрову. В ней исходными позициями является содержание в нефти реликтовых УВ (биологические метки нефти – изопреноидные алканы С₁₄Н₃₀-С₂₅Н₃₂), т.е. соединений, общих по своему хим. составу с органическим нефтематеринским веществом, а деление нефтей по группам ведется на основе их соотношении с n-алканами.

3. Технологическая классификация обычно преследуют приклад­ные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов.

По наиболее распространенной классификации приняты 5 клас­сификационных признаков деления нефтей (по ней определяется шифр нефти):

• содержание S (класс нефти малосернистая < 0,5%, сернистая 0,51-2%, высокосернистая от >2 %);

• содержание светлых фракций до 350 °С (тип нефти – легкая >55%, средняя 45-54,9%, тяжелая <45%);

• потенциальное содержание базовых масел (группа нефти- >25, 15-24,9%, 15-24,9%, <15% - на нефть; >45%, 45%, 44,9 -30%, <30% - на мазут);

• качество масел по ИВ (подгруппа нефти >95, 90-95, 85-90, <85);

• содержание тв.парафинов (вид нефти – малопарафинистая <1,5%; парафинистая 1,5-6%; высокопарафинистая >6%).