Сравнительный анализ химического состава природного газа

IX Международный конкурс научно-исследовательских и творческих работ учащихся
Старт в науке

Сравнительный анализ химического состава природного газа

Малевич А.Г. 1
1МБОУ СОШ №7
Кутько Л.Г. 1
1МБОУ СОШ №7
Автор работы награжден дипломом победителя I степени
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Введение

 

Актуальность: в наше время природный газ пользуется очень большим спросом, потому что это главный источник энергии и углеводородное сырье. Действительно ли природный газ является одним из чистых видов топлива? Чтобы дать ответ на этот вопрос, я решила определить химический состав природного газа, отобранного из трех точек: «ПИР», «ГИС», «Метельное», и понять сколько вредных веществ в природном газе на Ямале можно обнаружить.

Цель исследования: Определить химический состав природного газа с разных точек отбора в ЯНАО и провести сравнительный анализ состава природного газа.

Задачи:1) Изучить состав природного газа и методики его определения.

2) Определить химический состав проб газа, отобранного на 3 точках отбора: «ПИР», «ГИС», «Метельное» на хроматографе «Хроматэк – Кристалл 5000».

3) Провести сравнительный анализ состава природного газа

4) Определить наличие вредных составляющих природного газа.

Объект исследования: три пробы природного газа, с трех точек отбора: «ПИР», «ГИС», «Метельное».

Методы исследования:

1) Экспериментальный.

2) Описательный.

Глава I. Основная часть.

Природный газ – это смесь углеводородов. Он невидим и не имеет запаха. В России его больше, чем где-либо в мире. По способу добычи горючий газ разделяется на собственно природный, добываемый из чисто газовых месторождений, практически не содержащий нефти, попутный газ, растворенный в нефти и добываемый вместе с нею, газ газоконденсатных месторождений, газ находящийся в пластах под давлением и содержащий керосиновые, а иногда и соляровые фракции нефти.

Природный газ относится к полезным ископаемым. Природный газ в условиях 

залегания в земных недрах находится в газообразном состоянии в виде газовых залежей или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворенном состоянии в нефти или воде. Также природный газ может находиться в кристаллическом состоянии в виде естественных газогидратов.

Состав природного газа значительно отличается в зависимости от месторождения. Природные и попутные газы в основном состоят из алканов, незначительного количества циклических и ароматических углеводородов, небольших количеств азота и аргона, а также следов гелия и водорода. Кроме того, в газах содержатся сероводород, меркаптаны и углекислый газ. По составу природные газы разделяют на сухие и жирные. К жирным относятся газы, содержащие от 50–100 г/м3 и более углеводородов от пропана и выше. Собственно природные газы обычно относятся к сухим, попутные и газоконденсатные — к жирным.

Огромными запасами природного газа обладают Россия (Уренгойское 

месторождение), Иранбольшинство стран Персидского залива, США, Канада, Норвегия, Нидерланды, ТуркменияАзербайджан, Узбекистан и Казахстан (Карачаганакское месторождение).

Историческая справка.

Человечество знает о существовании природного газа давно. И, хотя уже в IV веке до н. э. в Китае его научились использовать для отопления и освещения, долгое время яркое пламя, не оставляющее пепла, являлось предметом мистического и религиозного культа для некоторых народов. Например, на Апшеронском полуострове (современная территория Азербайджана) в VII веке был воздвигнут храм огнепоклонников Атешгях, служения в котором проходили вплоть до XIX века.

Химический состав природного газа

Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжелые углеводороды – гомологи метана:

этан (C2H6),

пропан (C3H8),

бутан (C4H10).

А также другие неуглеводородные вещества:

водород (H2),

сероводород (H2S),

диоксид углерода (СО2),

азот (N2),

гелий (Не).

Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющий сильный неприятный запах (гнилой капусты, прелогосена, тухлых яиц)–одорант. Чаще всего в качестве  одоранта применяется этилмеркаптан (16 г на 1000 м3 природного газа).

Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают,  охлаждая при повышенном давлении.

Физические свойства

Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава; при нормальных условиях, если не указано другое):

1. Плотность:

- от 0,68 до 0,85 кг/м³ относительно воздуха (сухой газообразный);

- 400 кг/м³ (жидкий).

2. Температура самовозгорания: 650 °C;

3. Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных;

4. Удельная теплота сгорания: 28–46 МДж/м³ (6,7–11,0 Мкал/м³);

5. Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120–130 единиц.

6.Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх.

Добыча природного газа

Природный газ заключен в мельчайшие поры, которыми обладают некоторые горные породы. Глубина, на которой находится природный газ, колеблется от 1000 метров до нескольких километров. После проведения геологоразведочных работ, когда установлено, где именно находятся залежи, начинается процесс добычи газа, то есть его извлечения из недр, сбора и подготовки к транспортировке.

Газ извлекается из недр при помощи специально пробуренных скважин, которые называются добывающими или эксплуатационными. Вообще разновидностей скважин существует множество. Они используются не только для добычи, но и для изучения геологического строения недр, поиска новых месторождений, вспомогательных работ и так далее.

Природный газ поднимается на поверхность за счет естественной энергии — стремления в зону с наименьшим давлением. Поскольку газ, полученный из скважины, содержит множество примесей, его сначала отправляют на обработку. Недалеко от некоторых месторождений строятся установки комплексной подготовки газа, в некоторых случаях газ из скважин сразу попадает на газоперерабатывающий завод.

Транспортировка природного газа

Самым распространенным способом доставки газа потребителям является транспортировка по трубам.

Но перед пуском газа по трубам его необходимо подготовить. Дело в том, что вместе с природным газом из скважины выходят различные примеси, которые могут испортить оборудование. Газ очищают от них несколько раз: непосредственно при выходе из скважины, в наземных сепараторах, а затем еще при транспортировке и на компрессорных станциях.

Газ нужно осушить, поскольку содержащаяся в нем влага также портит оборудование и может создать в трубе пробки  так называемые кристаллогидраты, которые внешне похожи на мокрый спрессованный снег. Газ осушают, пропуская его через адсорбенты, либо охлаждая газовый поток. Охладить газ можно при помощи холодильных установок или путем дросселирования — понижения давления в месте сужения трубопровода. Кроме того, перед тем, как запустить газ в трубу, из него извлекают сероводород и углекислый газ.

Если суточную неравномерность потребления газа контролируют диспетчеры, то сезонная неравномерность компенсируется изменением режима работы компрессорной станции (КС), где газ сжимают, или подключением к газопроводу хранилища газа (ПХГ).
В процессе сжатия газа на КС повышается его температура, поэтому газ нужно охлаждать, чтобы не допустить порчи оборудования. Для этого используются аппараты воздушного охлаждения (АВО). Кроме того, газ охлаждают, чтобы увеличить пропускную способность газопровода.
Природный газ занимает наименьший объем, если он находится в сжиженном состоянии. И его тоже можно транспортировать, но уже в специальных емкостях.

На большие расстояния газ перекачивается по магистральным газопроводам, но при доставке газа конечным потребителям используются уже газопроводы меньшего диаметра — газораспределительные сети. В зависимости от категории потребителя различают сети низкого (для газоснабжения жилых домов), высокого и среднего давления, которые предназначены для снабжения промышленных предприятий.

Экология

В экологическом отношении природный газ является самым чистым видом  органического топливаПри его сгорании образуется значительно меньшее количество вредных веществ по сравнению с другими видами топлива. Однако сжигание человечеством огромного количества различных видов топливав том числе природного газаза последние полвека привело к некоторому незначительному увеличению содержания углекислого газа в атмосфере, который является парниковым газом. Некоторые ученые на этом основании делают вывод об опасности возникновения парникового эффекта и как следствие потепление климата.

Применение

Из природного газа можно сделать:

Топливо

Отбензирование

Краску, клей, уксус

Источник энергии

Получение различных органических веществ

Также природный газ используют в металлургической промышленности. Природный газ широко применяется в качестве горючего в жилыхчастных и   многоквартирных домах дляотопленияподогрева воды и приготовления пищикак  топливо  для машин (газотопливная системаавтомобиля), котельныхТЭЦ и др.   Сейчас он используется в химической промышленности как исходное сырьё для  получения различных органических веществнапримерпластмассВ XIX веке  природный газиспользовался в первых светофорах и для освещения(применялись  газовые лампы).

Глава II. Основная часть. Исследование

Основным методом анализа компонентного газа, состава природного газа, попутных газов, газового конденсата и газов нефтепереработки является газовая хроматография. Этот метод позволяет разделять и определять количественно все компоненты природного газа (ГОСТ 31371.7-2008).

Для этого анализа используется «Хроматэк – Кристалл 5000»[приложение 1], который предназначен для качественных и количественных анализов жидких и газообразных проб различных органических и некоторых неорганических соединений методом газовой хроматографии.

Для работы используется инструкция по охране труда при работе с хроматографом «Кристалл». Согласно инструкции при выполнении работ:

1) Комплекс должен устанавливаться в закрытых взрыво- и пожароопасных лабораторных помещениях, оборудованных приточно-вытяжной вентиляцией.

2) Все составные части комплекса должны быть заземлены.

Ход работы:

1. Проводится замена деионизированной воды (вода очищенная от примесей с удельным сопротивлением не менее 106 ОМ*см) в генераторе водорода.

2. Открываем вентиль на баллонах с инертными газами (гелий и аргон)[приложение 2-3]. (вращать надо против часовой стрелки). Выставляется давление газа на выходе редукторов 0,4 Мпа. Потом открываем вентиля с газами-носителями на противоположной стене для подачи газа в сам хроматограф.

3. Включаем компрессор и генератор водорода[приложение 4-5].

4. Включаем компьютер. После появления на рабочем столе всех ярлыков,–включаем хроматограф.

5. На рабочем столе открываем ярлык «Кристалл 5000 верх». Открывается окно. Заходим в Управление – Режим – Загрузить – Из файла – Рабочий режим верх – Применить режим. Начинается настройка прибора на заданный режим. На передней панели хроматографа горит индикатор «подготовка».

6.Ожидаем этапа «готовность».

Хроматограф готов к работе.

Перед тем как провести анализ газа надо провести градуировку хроматографа по газовой смеси. (Так как это занимает немало времени, то прибор отградуировали заранее).

Суть градуировки заключается в определении градуировочного коэффициента «К» для каждого из определяемых компонентов. (Надо прогнать 3 хроматограммы – обрабатываем с помощью определенной программы. Выбираем последнюю хроматограмму и в паспорте ставим знак метода).

1.Дальше подключаем пробоотборник[приложение 6]к хроматографу и открываем его для ввода пробы в хроматограф.

2. Нажимаем кнопку «старта» на рабочем столе.

3. Начинается анализ.

4. Заполняем паспорт анализа.

5. Анализ продолжается 45 минут, после окончания 45 минут, запускаем еще одну пробу.

6. После того, как анализ двух хроматограмм завершен, начинаем обработку хроматограмм.

7. Обрабатываем хроматограммы по методу и нажимаем кнопку «выполнить расчет».

8. Удаляем с хроматограмм неиндефицированные пики.

9. Проводим количественный расчет хроматограмм.

10. Распечатываем отчет по храмотограммам и переносим данные в протокол «испытаний».

На этом анализ завершен.

После всего переводим хроматограф в режим «Охлаждение». По достижению необходимых температур минимума выключаем хроматограф, компрессор и генератор водорода. Закрываем вентиля на стене предназначенные для подачи газов в хроматограф и перекрываем вентили у баллонов с газами. Выключаем компьютер.

Далее делается сравнительный анализ полученных хроматограмм. Сравнивается количественно состав газа, анализируем какие газы есть в одном протоколе, а каких нет в другом.

Наблюдения: было сделано 3 хроматограммы с трех разных точек: «ПИР», «ГИС», «Метельное» [Приложение №7-9]. А также была сделана сравнительная таблица [приложение №10]. На которой видно, что:

На точке отбора №1: (ГИС) имеется малое количество тяжелых углеводородов, массовая доля метана (CH4) = 97,65%. Этана (С2H6) = 0,311%. Остальное = 2,039%, Гексанов (С6H14) = обнаружено не было. Этот природный газ является безопасным.

На точке отбора №2 (ПИР): очень мало тяжелых углеводородов, метан (CH4) = 97,61%, этан (С2H6) = 0,080%, остальное = 2,31%. Отсутствует: водород (H2), бутан (С4H10), пентан (С5H12), гексан (С6Н14). Безопасный природной газ.

На точке отбора №3(Метельное): Очень много тяжелых углеводородов, метан (CH4) = 91,47%, Этан (С2H6) = 3,34%, Пропан (С3Н8) = 1,92%, присутствует гексан (С6Н14) = 0,048%, остальное = 3,222% Этот газ не является безопасным.

Заключение

На основании проведенных исследований, я могу сделать вывод о том, что состав природного газа отличается по местоположению. Также он отличается количественно. Чем больше метана (СН4), тем газ чище и лучше[приложение № 10].

Природный газ из точки отбора «ПИР» и «ГИС» можно использовать, поскольку вредных веществ в нем обнаружено не было и они вполне являются чистыми. На точке отбора «Метельное» вредных веществ тоже не было обнаружено, но использовать этот газ крайне небезопасно. Так как и содержание в нем(СН4) гораздо меньше, чем в других двух точках. И в нем большое количество углеводородов, и так как эти углеводороды тяжелее воздуха, а значит, что они осаждаются вниз. И это может привести к взрыву.

Выводы из задач:

1. Изучив состав природного газа, ознакомившись с своей задачей, я узнала много нового.

2. Химический состав природного газа был определён. Это видно в [приложении № 7,8,9]

3. Анализ состава природного газа был проведен, а также сделана сравнительная таблица. [приложение №10].

4. Во всех трех пробах природного газа вредных веществ было не обнаружено.

Библиографический список

1.https://studref.com/428884/matematika_himiya_fizik/sostav_gazov_gazovyh_gazokondensatnyh_neftegazokondensatnyh_zalezhey

2. http://rosgaz.biz/faq/427-vidy-gazov.html

3. https://dic.academic.ru/dic.nsf/ruwiki/13832

4. http://www.gazprominfo.ru/articles/

5. https://ru.wikipedia.org/wiki/Природный_газ

Приложения. Иллюстрации к работе.

Приложение №1

Хроматограф

Приложение № 2-3

Гелий и аргон

Приложение № 4-5

Компрессор

Генератор водорода

Приложение №6

Пробоотборник

Приложение № 7. Результаты испытаний:

Протокол испытаний № 1 - ГГП

от "17 " февраля 2020 г.

               

Объект испытаний

Газ горючий природный

       

Место отбора:

№1 ПИР

       

Результаты испытаний

               

Определяемая характеристика (показатель)

Документы, устанавливающие правила и методы исследований (испытаний), измерений

Результат испытаний, Х+U (k=2)

Ед.изм.

Метод испытания: измерение молярной доли компонентов в пробе ГГП газохроматографическим методом

Компонентный состав, молярная доля, % :

1

Гелий

ГОСТ 31371.7-2008 ( метод А )

0,0241

±

0,0017

%

2

Водород

менее 0,001

%

3

Кислород

менее 0,005

%

4

Азот

1,75

±

0,07

%

5

Двуокись углерода

0,043

±

0,004

%

6

Метан

97,65

±

0,05

%

7

Этан

0,311

±

0,013

%

8

Пропан

0,132

±

0,008

%

9

изобутан

0,0336

±

0,0023

%

10

н-бутан

0,0357

±

0,0024

%

11

нео-пентан

менее 0,005

%

12

изопентан

0,0096

±

0,0008

%

13

н-пентан

0,0059

±

0,0006

%

14

Гексаны

0,0000

%

Метод испытания: измерение физико-химических показателей ГГП вычислительным методом на основе компонентного состава

14

Теплота сгорания низшая при стандартных условиях

ГОСТ 31369-2008

33,04

±

0,04

МДж/м3

15

Плотность относительная при стандартных условиях

0,5665

±

0,0003

-

16

Плотность при стандартных условиях

0,6823

±

0,0004

кг/м3

17

Число Воббе (высшее) при стандартных условиях

48,70

±

0,06

МДж/м3

               
               
 

Исполнитель:

         
 

Стажер

 

 

А.Г. Малевич

 
               
           
               
           

Приложение № 8. Результаты испытаний

     

Протокол испытаний № 2– ГГП

от "18 " февраля 2020 г.

               

Объект испытаний

Газ горючий природный

       

Место отбора:

№2 ГИС

       

Результаты испытаний

               

Определяемая характеристика (показатель)

Документы, устанавливающие правила и методы исследований (испытаний), измерений

Результат испытаний, Х+U (k=2)

Ед.изм.

Метод испытания: измерение молярной доли компонентов в пробе ГГП газохроматографическим методом

Компонентный состав, молярная доля, % :

1

Гелий

ГОСТ 31371.7-2008 ( метод А )

0,0313

±

0,0021

%

2

Водород

-

%

3

Кислород

менее 0,005

%

4

Азот

2,25

±

0,09

%

5

Двуокись углерода

0,0211

±

0,0025

%

6

Метан

97,61

±

0,05

%

7

Этан

0,080

±

0,003

%

8

Пропан

менее 0,001

%

9

изобутан

-

%

10

н-бутан

менее 0,001

%

11

нео-пентан

менее 0,005

%

12

изопентан

-

%

13

н-пентан

-

%

14

Гексаны

-

%

Метод испытания: измерение физико-химических показателей ГГП вычислительным методом на основе компонентного состава

14

Теплота сгорания низшая при стандартных условиях

ГОСТ 31369-2008

32,68

±

0,05

МДж/м3

15

Плотность относительная при стандартных условиях

0,0565

±

0,0004

-

16

Плотность при стандартных условиях

0,6800

±

0,0005

кг/м3

17

Число Воббе (высшее) при стандартных условиях

48,26

±

0,07

МДж/м3

Исполнитель:

       

Стажер

 

 

А.Г. Малевич

Приложение № 9. Результаты испытаний

Протокол испытаний № 3 - ГГП

от "19 " февраля 2020 г.

               

Объект испытаний

Газ горючий природный

       

Место отбора:

№3 Метельное

       

Результаты испытаний

               

Определяемая характеристика (показатель)

Документы, устанавливающие правила и методы исследований (испытаний), измерений

Результат испытаний, Х+U (k=2)

Ед.изм.

Метод испытания: измерение молярной доли компонентов в пробе ГГП газохроматографическим методом

Компонентный состав, молярная доля, % :

1

Гелий

ГОСТ 31371.7-2008 ( метод А )

0,0176

±

0,0013

%

2

Водород

менее 0,001

%

3

Кислород

менее 0,005

%

4

Азот

1,66

±

0,07

%

5

Двуокись углерода

0,229

±

0,015

%

6

Метан

91,47

±

0,17

%

7

Этан

3,31

±

0,13

%

8

Пропан

1,92

±

0,12

%

9

изобутан

0,52

±

0,03

%

10

н-бутан

0,54

±

0,03

%

11

нео-пентан

менее 0,005

%

12

изопентан

0,156

±

0,010

%

13

н-пентан

0,100

±

0,006

%

14

Гексаны

0,048

±

0,003

%

Метод испытания: измерение физико-химических показателей ГГП вычислительным методом на основе компонентного состава

14

Теплота сгорания низшая при стандартных условиях

ГОСТ 31369-2008

35,82

±

0,09

МДж/м3

15

Плотность относительная при стандартных условиях

0,6205

±

0,0015

-

16

Плотность при стандартных условиях

0,7474

±

0,0018

кг/м3

17

Число Воббе (высшее) при стандартных условиях

50,31

±

0,13

МДж/м3

               
               
 

Исполнитель:

         
 

Стажер

 

 

А.Г. Малевич

 
               

Приложение № 10. Общий протокол испытаний(сравнительная таблица)

Просмотров работы: 964