Химия нефти и газа. Лабораторный практикум

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования 
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ 
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» 

 
 
 
 
 
 
Н.И. Кривцова, Н.Л. Мейран, Е.М. Юрьев 
 
 
 
ХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА 
 
Лабораторный практикум 
 
 
Рекомендовано в качестве учебно-методического пособия  
Редакционно-издательским советом 
Томского политехнического университета  
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Издательство  
Томского политехнического университета  
2018 

УДК 665.5(076.5) 
ББК 35.514я73 
К82 
 
Кривцова Н.И. 
К82  
Химия нефти и газа. Лабораторный практикум :  учебнометодическое пособие / Н.И. Кривцова, Н.Л. Мейран, Е.М. Юрьев ; 
Томский политехнический университет. – Томск : Изд-во Томского 
политехнического университета, 2018. – 127 с. 

ISBN 978-5-4387-0834-6 

Пособие содержит краткое описание теоретических положений и лабораторных 
работ, посвященных современным методам физико-химического анализа нефти, 
нефтяных фракций и нефтепродуктов, которые служат для их общей технической характеристики и определения свойств. Сопровождается справочным разделом по описанию и подробному исследованию некоторых месторожднений Томской области с 
характеристикой нефти и ее классификацией. 
Предназначено для студентов и аспирантов, обучающихся по направлениям 
18.04.01 «Химическая технология», 18.04.02 «Энерго- и ресурсосберегающие процессы в химической технологии, нефтехимии и биотехнологии». 
 
УДК 665.5(076.5) 
ББК 35.514я73 
 

Рецензенты  

Кандидат технических наук  
старший научный сотрудник Института химии нефти СО РАН 
В.Г. Сурков  

Кандидат технических наук  
главный технолог по нефтяным объектам 
ОАО «ТомскНИПИнефть» 
Д.С. Полубоярцев  
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-4387-0834-6 
© ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2018  
© Кривцова Н.И., Мейран Н.Л.,  
Юрьев Е.М., 2018 
© Оформление. Издательство Томского 
политехнического университета, 2018 
 

СОДЕРЖАНИЕ 
Введение .................................................................................................................... 4 
Требования к оформлению отчета по лабораторной работе ............................... 6 
1. Качество нефти и нефтепродуктов ..................................................................... 7 
1.1. Определение содержания механических примесей в нефти и 
нефтепродуктах ............................................................................................ 9 
1.2. Определение содержания хлористых солей в нефти .............................. 10 
1.3. Определение содержания хлорорганических соединений ..................... 12 
1.4. Количественное определение воды в нефти и нефтепродуктах. 
Обезвоживание нефти ................................................................................ 14 
1.5. Определение давления насыщенных паров нефти  
и нефтепродуктов ....................................................................................... 16 
Контрольные вопросы и задания ...................................................................... 17 
2. Фракционный состав нефти и нефтепродуктов .............................................. 19 
2.1. Определение фракционного состава нефти на аппарате Энглера ......... 20 
2.2. Определение фракционного состава нефти на аппарате АРН-2 ............ 25 
Контрольные вопросы и задания ...................................................................... 30 
3. Определение физико-химических свойств нефти  
и нефтепродуктов ............................................................................................... 31 
3.1. Определение температуры вспышки нефти и нефтепродуктов  
в открытом и закрытом тигле .................................................................... 37 
3.2. Рентгенофлуоресцентный метод определения содержания серы  
в нефти и нефтепродуктах ......................................................................... 38 
3.3 Определение молекулярной массы нефтепродуктов на приборе 
«Криометр» ................................................................................................. 40 
3.4. Определение плотности нефти и нефтепродуктов .................................. 43 
3.5. Определение кинематической и динамической вязкости нефти, 
нефтяных фракций и нефтепродуктов ..................................................... 47 
3.6. Определение температуры помутнения, начала  
кристаллизации, потери текучести, точки замерзания ........................... 50 
Контрольные вопросы и задания ...................................................................... 51 
4. Характеристика нефти месторождений Томской области ............................. 53 
4.1. Мыльджинское месторождение ................................................................ 53 
4.2. Грушевое месторождение .......................................................................... 61 
4.3. Южно-Охтеурское месторождение ........................................................... 77 
4.4. Столбовое месторождение ......................................................................... 85 
4.5. Средне-Васюганское месторождение ..................................................... 106 
4.6. Двойное месторождение .......................................................................... 113 
Заключение .......................................................................................................... 124 

3

Введение 

В недрах Томской области сосредоточены разнообразные полезные 
ископаемые, составляющие ее ресурсный потенциал. Томская область 
входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и относится к ведущим регионам России по добыче нефти газа. В недрах перспективных земель, разделенных на пять нефтегазоносных областей 
(НГО), сосредоточено до 7,5 млрд т условных углеводородов. Государственным балансом учтены 103 месторождения нефти и газа. Разведанные 
месторождения преимущественно расположены на левобережье р. Оби на 
площади Александровского, Каргасокского и Парабельского административных районов, в пределах Средне-Обской, Каймысовской, Васюганской 
и Пайдугинской НГО. Перспективы правобережья р. Оби (в большей степени на газ) связываются с изучением палеозоя Предъенисейской НГО, 
охватывающей северо-восток области. По современным представлениям 
на территории области выделяются четыре нефтегазоносные области. 
В пределах этих областей по ряду геологических особенностей выделяются 6 нефтегазоносных районов. В Средне-Обской – Нижне-Вартовский, в 
Каймысовской – Ново-Васюганский (нефтеносный), в Васюганской –
Александровский, Средне-Васюганский и Пудинский (нефтегазоносные) и 
в Пайдугинской – Парабельский (преимущественно газоносный). 
В настоящее время на территории Томской области открыто 39 месторождений, из них 27 нефтяных, 3 нефтегазовых, 8 газоконденсатных. 
На открытых месторождениях выявлено 62 залежи, в том числе 
35 нефтяных, 18 газокоденсатных, 9 газоконденсатонефтяных. 
Нефть и газ относятся к категории важнейших полезных ископаемых и в современном мире являются основными источниками энергии. 
В процессе переработки из них получают ценные продукты, используемые как топлива, масла, а также сырье для производства пластических 
масс, синтетических каучуков и смол, волокон и моющих средств, лекарственных препаратов и индивидуальных соединений (спиртов, альдегидов, кетонов, кислот и др.). 
Нефть, получаемую непосредственно из скважин, называют сырой, в 
ней содержатся частицы горных пород, вода, растворенные соли и газы. 
Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения 
при транспортировании и переработке сырья. Важнейшими характеристиками сырой нефти, а также получаемых из нее нефтяных фракций и 
нефтепродуктов, являются: плотность, фракционный состав, вязкость, 
содержание воды, солей и механических примесей, оптические свойства 
и ряд других показателей. 
Общая характеристика нефти, получаемая на основании установленного комплекса аналитических определений, осуществляется в лабо
4

раториях промыслового типа. Данные позволяют в первом приближении судить о типе нефти, выявлении закономерностей в изменении состава и свойств нефти. 
Аналитический материал по общей характеристике необходим при 
исследовании нефтей новых разведочных районов, паспортизации месторождений и подсчете запасов. Для мировой практики наибольшей 
ценностью обладают сорта легкой маловязкой нефти с низким содержанием серы, воды, солей и механических примесей. 
Нефтепродукты, за небольшим исключением, представляют собой 
сложные смеси, поэтому их качество оценивают суммой показателей, 
каждый из которых характеризует то или иное их свойство. Стандартами 
для каждого нефтепродукта устанавливается перечень нормируемых физико-химических свойств и допустимые значения каждой константы, которые определяются в основном назначением и условиями применения. 
Целью учебно-методического пособия «Химия нефти и газа. Лабораторный практикум» является получение четких представлений о том, 
какие показатели характеризуют нефть, нефтяную фракцию или нефтепродукт, каковы их относительная ценность и значение, а также изучение 
и получение практических навыков определения важнейших физикохимических характеристик. 
Пособие включает четыре главы. В первой главе рассмотрены анализы качества нефти и нефтепродуктов: содержание воды, механических примесей, хлористых солей и хлорорганических хлоридов, давление насыщенных паров. Во второй главе рассмотрены методы анализа 
фракционного состава подготовленной нефти или нефтепродукта. Третья глава раскрывает основные методы анализа физико-химических 
свойств нефти, нефтяных фракций и нефтепродуктов, такие как: определение плотности и вязкости, общего содержания серы, молекулярной 
массы, температуры вспышки и низкотемпературных свойств нефти и 
нефтепродуктов. Подробное описание методик проведения анализа дает 
возможность использовать данное учебное пособие в качестве методического материала для студентов. Четвертая глава содержит результаты 
подробного физико-химического анализа нефти некоторых месторождений Томской области, ее характеристику и классификацию. Каждый 
раздел сопровождается контролирующими материалами. 

5

Требования к оформлению отчета по лабораторной работе 

Отчет по лабораторной работе оформляется один на группу студентов (2–4 студента), выполняющих одновременно одну лабораторную 
работу. Однако в нем приводятся варианты заданий и ход выполнения 
для всех исполнителей, если для каждого студента предусмотрен свой 
вариант. Отчет по лабораторной работе должен соответствовать основным требованиям ГОСТ, предъявляемым к технической документации. 
Отчет по лабораторной работе выполняется на листах белой бумаги 
формата A4 в печатном или рукописном виде. 
При оформлении отчета используется сквозная нумерация страниц, 
считая титульный лист первой страницей. Номер страницы на титульном листе не ставится.  
При оформлении отчета в печатном виде желательно соблюдать 
определенные требования. Для заголовков: полужирный шрифт, 14 пт, 
центрированный. Для основного текста: нежирный шрифт, 14 пт, выравнивание по ширине. Во всех случаях тип шрифта – Times New Roman, отступ абзаца 1,25 см, полуторный междустрочный интервал. Поля: левое – 3 см, правое – 1 см, верхнее и нижнее – 2 см.  
В отчет по лабораторной работе должны быть включены следующие пункты: 
 
титульный лист – оформляется в соответствии с образцом 
(см. прил.); 
 
цель работы; 
 
краткие теоретические сведения – приводится краткое описание 
исследуемых явлений; 
 
описание экспериментальной установки и методики эксперимента – сведения об используемом при проведении работы лабораторном оборудовании, ход работы; 
 
экспериментальные результаты – экспериментальные данные в 
виде таблиц и/или графиков; 
 
анализ результатов работы – приводятся результаты обработки 
экспериментальных данных, результаты расчетов, графики полученных 
зависимостей, иные требуемые методическими указаниями данные; 
 
выводы – оценивается степень соответствия полученных результатов расчетов и экспериментов с теоретическими данными, дается 
объяснение полученных в ходе работы зависимостей и результатов. 
По завершении отчет по лабораторной работе подписывается преподавателем. 

6

1. Качество нефти и нефтепродуктов 

Нефть, получаемую непосредственно из скважин, называют сырой. 
В ней содержатся частицы горных пород, вода, растворенные соли и газы.  
Содержащаяся в нефти вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти, нефтепродуктов и 
температуры. С повышением температуры растворимость воды увеличивается во всех углеводородах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды. Чем 
выше содержание в нефти ароматических углеводородов, тем выше в 
ней растворимость воды. 
При снижении температуры растворимость воды в нефти и нефтепродуктах уменьшается и вода может выделяться в виде дисперсных 
частиц, образуя водонефтяные эмульсии. В монодисперсных эмульсиях 
содержание воды может доходить до 74 %. В реальных условиях водонефтяные эмульсии являются полидисперсными.  
В сырой нефти обычно находится буровая вода, содержащая значительное количество минеральных солей, главным образом хлоридов натрия, 
магния и кальция, вызывающих сильную хлористо-водородную коррозию 
оборудования технологических установок при переработке сырья. 
Неуглеводородные компоненты, содержащиеся в нефти, являются 
источником коррозионно-активных соединений, образующихся в процессе переработки нефти. Они являются причиной коррозии оборудования 
технологических установок, а также снижения выхода светлых фракций 
нефти, ухудшения качества получаемых продуктов. Общее содержание 
указанных компонентов в нефти достигает 2…5 % мас. По растворимости 
в нефти коррозионно-активные компоненты подразделяют на олеофобные 
и олеофильные. К олеофобным относятся вещества, нерастворимые и диспергированные в нефти: вода, растворенные в ней соли, механические 
примеси (песок, глина и др.), свободный сероводород и кислород. 
Олеофильные компоненты являются потенциальными источниками 
коррозионных соединений, образующихся в процессах переработки 
нефти. Исследованиями установлено, что часто летучие хлорорганические 
соединения (ХОС) попадают в больших количествах в нефть в процессе ее 
добычи. Их закачивают в нефть для различных технологических нужд 
(промывка скважин, их глушение, для растворения асфальто-смолопарафиновых отложений, для увеличения объемов добычи нефти и т. п.).  
Наличие солей и механических примесей вызывает эрозию и засорение труб печей и теплообменников, понижает коэффициент теплопередачи и повышает зольность мазутов и гудронов. Кроме того, наличие 

7

в нефти растворенных солей вызывает коррозию аппаратуры и оборудования из-за образования соляной кислоты, которая выделяется при 
гидролизе некоторых хлористых солей, особенно хлорида магния. 
Таким образом, хлорорганические соединения являются дополнительными к неорганическим хлоридам источниками хлористоводородной коррозии оборудования, используемого для переработки нефти. 
Их наличие в нефти является потенциально опасным для нефтеперерабатывающих предприятий, и выявляются они лишь в процессе очистки 
технологического оборудования, трубопроводов и резервуаров. 
Содержание воды и солей неорганических кислот зависит от условий залегания нефти, ее добычи и транспорта. Присутствие воды в пробе 
нефти влияет на точность определения состава и свойств и затрудняет 
проведение исследований. Также наличие воды в нефти затрудняет ее 
перегонку, вызывая переброс (бурное вскипание воды, пары которой 
увлекают за собой нефть). 
Сырая нефть перед поступлением на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) должна быть обезвожена и обессолена; содержание воды не 
должно превышать 0,1 %, хлористых солей – 40 мг/л.  
Требования к содержанию в нефти хлористых солей и условия проведения анализа устанавливают ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие 
технические условия» и ГОСТ 21534–76 «Нефть. Методы определения 
содержания хлористых солей».  
Одним из показателей испаряемости и содержания легких углеводородов служит давление насыщенных паров. По давлению насыщенных паров можно судить о наличии легкоиспаряющихся фракций в 
нефтях, способных образовывать паровые пробки. 
Для простых жидкостей давление насыщенных паров определяется 
только природой жидкости и температурой, а для сложных (например, 
нефти) – зависит также и от отношения объема паровой фазы к объему 
жидкой. Чем больше содержится углеводородов с низкой температурой 
кипения, тем выше его испаряемость, давление насыщенных паров и 
склонность к образованию паровых пробок. Поэтому давлением насыщенных паров топлива называют то давление, которое оказывают его 
пары в условиях равновесного состояния с жидкостью при данной температуре и данном соотношении жидкой и паровой фаз.  
Например, давление насыщенных паров бензинов должно быть достаточно высоким, чтобы обеспечить пуск двигателя при низких температурах, и вместе с тем не слишком большим, чтобы предотвратить образование паровых пробок в топливоподающей системе. Давление 
насыщенных паров нормируется ГОСТ 1756-2000: для летних бензинов – 
до 67,0 кПа, зимних – 66,7…93,3 кПа. 

8

1.1. Определение содержания механических примесей  
в нефти и нефтепродуктах 

Цель работы: определить количественное содержание механических примесей в нефти, нефтепродуктах. 
Стандартная методика (ГОСТ 6370-83) определения общего содержания механических примесей основана на способности всех органических компонентов нефти растворяться в органических растворителях. 
Нерастворившийся остаток, задерживаемый фильтром при фильтровании 
раствора нефти или нефтепродукта, характеризует содержание в них механических примесей, которое определяют гравиметрическим способом.  
Приборы, реактивы, материалы. Фильтр бумажный беззольный, 
стаканы (стеклянные) V = 500 см3 и V = 100 см3, стеклянная коническая 
воронка, стеклянная палочка. Спирт этиловый, смесь спирта и толуола 
1:1 (об. части), смесь хлороформа и спирта 93:7 (об. части). 
Порядок проведения работы: 
1. Пробу нефти (нефтепродукта) тщательно перемешивают встряхиванием в течение 5…10 мин. Емкость должна быть заполнена менее 
чем на ¾ объема. Тяжелые нефтепродукты, вязкую, парафинистую нефть 
рекомендуется предварительно нагреть до температуры +40…+70 °С. 
2.  Фильтр промывают тем же растворителем, который применяют 
при испытании, либо спиртом, помещают в стаканчик, сушат в сушильном шкафу при Т = +105  2 °С в течение 30…40 мин, после чего охлаждают и взвешивают. 
3.  В стакан вместимостью 500 см3 помещают пробу испытуемого 
образца (предварительно взвесив его массу или измерив объем) и разбавляют подогретым на водяной бане растворителем (объем растворителя к массе пробы 5:1), тщательно перемешивая. Нефть маловязкую 
берут в количестве 50 г, высоковязкую – 25 г.  
4.  Содержимое стакана очищают через фильтр, помещенный в 
стеклянную коническую воронку, при этом раствор наливают по стеклянной палочке, наполняя воронку не более чем на ¾ высоты фильтра. 
Фильтр промывают до тех пор, пока капля фильтрата не будет оставлять 
масляного пятна после испарения на чистой фильтровальной бумаге. 
Остаток в колбе смывают на фильтр растворителем.  
5.  По окончании промывки фильтр с осадком переносят в стаканчик, 
сушат при Т = +1052 °С в течение 45 мин, охлаждают и взвешивают.  
Содержание мехпримесей X (% мас.) вычисляют по формуле 
 


М
 100
Ф
–  Ф /
,
X
G


 
 

где G – масса нефти, г; Ф – масса пустого фильтра, г; 
М
Ф  – масса фильтра с мехпримесями, г. 

9

1.2. Определение содержания хлористых солей в нефти 

Цель работы: определить содержание хлористых солей в нефти. 
Сущность метода заключается в извлечении хлористых солей из 
нефти водой и индикаторном или потенциометрическим титрованием 
их в водной вытяжке (ГОСТ 21534-76. Метод А). 
Приборы, реактивы, материалы. Воронка делительная стеклянная 
(500 см3) с винтовой или лопастной металлической мешалкой (рис. 1.1); 
электродвигатель, обеспечивающий частоту вращения мешалки не менее 
10 с–1; рН-метр (потенциометр); магнитная мешалка; электроды – индикаторный серебряный и сравнительный стеклянный; цилиндры вместимостью 
10, 25, 50, 100, 250 мл; колбы; пипетки; бюретки; стаканчики для титрования 
стеклянные; натрий хлористый 0,01 моль/дм3; 1,5-дифенилкарбазид 1%-й 
спиртовой раствор; кислота азотная 0,2 моль/дм3; раствор нитрата ртути 
0,005 моль/дм3; серебро азотнокислое (раствор) 0,01 моль/дм3; вода горячая 
дистиллированная; бумага фильтровальная; ацетон; толуол; спирт этиловый. 
Порядок проведения работы. Пробу анализируемой нефти хорошо 
перемешивают в течение 10 мин встряхиванием в склянке, заполненной 
не более чем на 2/3 объема, затем отбирают цилиндром или пипеткой 
образец нефти в количестве, указанном в табл. 1.1. Отобранный образец 
нефти переносят в делительную воронку с мешалкой. Со стенок цилиндра остаток нефти смывают 20 см3 толуола и также переносят в делительную воронку. Содержимое воронки перемешивают 1…2 мин мешалкой. К пробе анализируемой нефти приливают 100 см3 горячей 
дистиллированной воды и экстрагируют хлориды, перемешивая содержимое воронки 10 мин. 

 

 
 
 
 
 
 
 
Рис. 1.1. 
1 – делительная воронка стеклянная; 
2 – мешалка; 
3 – электродвигатель 

10

Таблица 1.1  
Количество пробы нефти для анализа 
Массовая концентрация хлористых  
солей, мг/дм3 
Объем нефти, см3 
Масса нефти, г 

До 50 
100 
100,0+0,1 

50–100 
50 
50,00+0,05 

100–200 
25 
25,00+0,02 

Более 200 
10 
10,00+0,01 

После экстракции водный слой пропускают через фильтр, помещенный в конусообразную воронку, в коническую колбу. Фильтр промывают 3–4 раза по 10…15 см3 горячей дистиллированной водой. 
Для полноты извлечения хлоридов приготовить несколько водных вытяжек, при этом каждую экстракцию проводить не менее 5 мин. 
Определение хлоридов осуществляется титрованием водной вытяжки раствором азотнокислой ртути. Наливают в коническую колбу 150 см3 
охлажденной водной вытяжки, 2 см3 раствора 2 моль/дм3 азотной кислоты, 10 капель дифенилкарбазида и титруют 0,005 моль/дм3 раствором 
нитрата ртути до слабо-розового окрашивания, не исчезающего в течение 
1 мин. Цвет анализируемого раствора следует сравнить с цветом дистиллированной воды. 
При проведении контрольного опыта в коническую колбу налить 
150 см3 дистиллированной воды, 2 см3 раствора 2 моль/дм3 азотной кислоты, 10 капель дифенилкарбазида и титровать 0,005 моль/дм3 раствором 
нитрата ртути до появления слабо-розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 мин. 
Содержание хлористых солей (
1
X ) в мг/дм3 NaCl вычисляют по формуле 

 


1
2
1
3

1000
V
V T
A
X
V





, 
 

где 
1
V  – объем раствора 0,005 моль/дм3 нитрата ртути, израсходованного 
на титрование водной вытяжки, см3; 
2
V  – объем раствора 0,005 моль/дм3 
нитрата ртути, израсходованного на титрование в контрольном опыте (без 
пробы нефти), см3; 
3
V  – объем нефти, взятой для анализа, см3; Т – титр 
раствора 0,005 моль/дм3 нитрата ртути; 1000 – коэффициент для пересчета 
массовой концентрации хлористых солей в 1 дм3 нефти; А – коэффициент, 
выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вытяжка анализируемой нефти, к объему раствора, взятому из мерной колбы 
для титрования (при титровании всей водной вытяжки А = 1). 

11