Технологии энергосбережения

Физико-химические свойства углеводородов

 3. Нефть и газ- основное энергетическое сырье

3.1. Химический состав нефти

. Нефть является смесью большого числа различных углеводороводов (УВ) парафинового (молекулярная формула СnH2n+2), нафтенового и ароматического (СnH2n-2,-4,-6) рядов. Содержание углерода колеблется в пределах 82÷87%, водорода 11÷14%. На долю этих двух компонентов приходится до 99% всего состава. Из УВ различного строения обычно преобладают УВ метанового (парафинового) ряда, реже нафтенового. Обычно в нормальных условиях (т.е. при давлении Р=0,1 МПа и температуре 00С (2730К) () Нефть представляет собой маслянистую горючую жидкость обычно темно-коричневого цвета с зеленоватым оттенком. В природе встречаются нефти и более светлой окраски - светло-коричневые, красноватые, зеленые и даже бесцветные. Объяснение такому многообразию нефти можно найти в их исключительно сложном составе, хотя по элементарному составу все они довольно близки

Углеводороды от метана до бутана (СН4÷С4Н10) парафинового ряда при нормальных условиях, находятся в газообразном состоянии. Углеводороды, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С5Н12÷С17Н36), при нормальных условиях - жидкие вещества. Углеводороды, в молекуле которых имеется свыше 17 атомов углерода - твердые вещества. К ним относятся парафин и церезин.

В пластовых условиях нефть состоит из трех частей. На поверхности она теряет газ и частично парафин. Газ, выделившийся из нефти при добыче, принято называть попутным или нефтяным.

В зависимости от состава и некоторых свойств, проводится классификация нефти, что облегчает ее сортировку по качеству и выбор той или иной технологической схемы сбора. По содержанию парафина нефти подразделяют на:

· малопарафиновые (≤ 1,5%);

· парафиновые (1,5÷6%);

· высокопарафиновые (> 6%).

Иногда встречаются нефти с высоким содержанием парафина (до 30%), например, нефти месторождений Узень и Жетыбай. В нормальных условиях это твердые вещества. Нефти северных месторождений Тюменской области содержат до 20% парафина.

Сернистые соединения считаются, как правило, вредными примесями нефти, так как или непосредственно корродируют металл, или в процессах переработки превращаются в корродирующие соединения. По содержанию серы нефти делятся на три класса:

· малосернистые (с содержанием серы до 0,5%);

· сернистые (0,5÷2%);

· высокосернистые (более 2%).

Сера может находиться в нефти и в свободном состоянии, и в виде органических соединений (сульфиды, меркаптаны и др.). Кислород чаще присутствует в виде нафтеновых и жирных кислот, а также асфальтенов. Кроме этих соединений нефти в очень небольших количествах содержат хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, азот и многие другие элементы таблицы Д.И. Менделеева, а также пластовую воду.
Известно, что чистые углеводороды без цвета и запаха. Цвет нефти, как считает часть специалистов, придает смола. Достаточно 0,1% ее, чтобы придать чистым углеводородам соломенно-желтый оттенок. Специфический запах нефти чаще всего придает сероводород (Н2S).

3.2. Физические свойства углеводородов

Физические свойства нефти и нефтяных газов, а также их качественная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп (фракций). Физические свойства нефти определяются свойствами входящих в нее компонентами (табл. 2.6). Нефти, содержащие значительное количество тяжелых углеводородов, дают меньшие выходы бензиновых фракций и имеют большую плотность.

Таблица 2.6

Свойства компонентов, входящих в состав нефтяных газов и нефти

Screenshot_17

 


Под плотностью принято понимать отношение массы вещества при температуре 200С к занимаемому объему. В системе СИ плотность измеряется в кг/м3, а удельный вес γ - в Н/м3. На практике также пользуются относительной плотностью, которая численно равна отношение плотности нефти к плотности дистиллированной воды при температуре 40С. Обычно нефть легче воды, плотность ее составляет от 750÷950 кг/м3. Нефти, плотностью менее 900 кг/м3, принято называть легкими, а более 900 кг/м3 - тяжелыми.

Следует отметить, что плотность нефти уменьшается с повышением температуры и увеличением содержания в ней газа. Таким образом, газонасыщенная пластовая нефть всегда имеет меньшую плотность, чем дегазированная, и разница тем больше, чем больше извлечено газа. Для определения плотности используют ареометры (денсиметры), пикнометры и специальные приборы (весы Вестфаля и др.).

Одним из основных физических свойств нефти, имеющем большое значение при проектировании и эксплуатации транспортных систем, является вязкость. Под вязкостью принято понимать свойство нефти оказывать сопротивление перемещению частиц относительно друг друга, т.е. характеризует подвижность жидкости.

Различают вязкость динамическую µ, измеряемую в [Па·с] и вязкость кинематическую ν, [м2/с]. Вязкость нефти обычно ниже 1Па·с, поэтому в практике часто пользуются дробными единицами, например МПа·с, или внесистемной единицей вязкости, называемой Стоксом (1Ст=10-4 м2/с). Кинематическую вязкость можно определить через отношение динамической вязкости нефти к ее плотности, т.е. ν=μ/ρ.

С повышением температуры вязкость нефти уменьшается, а с повышением давления, наоборот, увеличивается. Высокомолекулярные углеводороды повышают значение вязкости, поэтому вязкость легких нефтей меньше, чем тяжелых. Вязкость пластовой нефти может быть существенно меньше вязкости дегазированной. Например, эта разница у Ромашкинской нефти составляет до 600%.

Для измерения вязкости нефти применяют специальные приборы - вискозимеры капиллярного и ротационного типов. В первом случае вязкость определяется как отношение времени истечения через калибровочное отверстие исследуемой нефти ко времени истечения воды. Вискозиметры ротационных типов основаны на измерении сопротивления при относительном вращении двух коаксиальных цилиндров, зазор между которыми заполняется исследуемой нефтью.


В пластовых условиях в нефти всегда растворено какое-то количество газа, иногда даже до 1000 м3/т (в среднем около 100 м3/т). Способность газа растворяться в нефти характеризуется величиной коэффициента растворимости или газовым фактором, под которым понимают количество газа (растворенное или выделенное), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти.

Компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью в нефти. С увеличением молекулярного веса коэффициент растворимости газов возрастает. Так, растворимость этана почти в 5 раз больше, чем метана, а пропана - более чем в 20 раз. С повышением температуры растворимость уменьшается.

На практике чаще сталкиваются не с растворимостью газов, а с обратным явлением - выделением газа из нефти. Давление, при котором начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения Рн. Давление насыщения характеризует термодинамическое равновесие газа с пластовой нефтью. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, обычно называют недонасыщенной. Давление Рн зависит как от углеводородных газов, так и неуглеводородных, например, азота, обладающего наиболее низкой растворимостью в нефти. В случае, когда давление в пласте ниже Рн, газ не весь будет растворен в нефти и часть его займет возвышенные участки пласта, образуя газовую шапку.

Выделение растворенного газа из нефти происходит также при движении ее по стволу скважины, в нефтегазосборных трубопроводах и окончательно завершается на концевых ступенях сепарации после подготовки товарной нефти.

Давление насыщения не следует отождествлять с давлением насыщенных паров товарной нефти, при котором газовая и жидкая фазы нефти находятся в термодинамическом равновесии при фиксированном отношении фаз. Обычно это давление не превышает 500 мм рт.ст.


3.3. Фазовые состояния углеводородных систем при изменении давления и температуры

Отдельные газы или многокомпонентные системы могут находиться в одно-, двух- и трехфазном состоянии (газообразном, жидком или твердом). Индивидуальные газы изменяют свой объем в зависимости от давления и температуры. Если вещество находится в однофазном состоянии, то его объем V определяют по температуре Т и давлению Р.

При изотермическом сжатии метана его объем уменьшается с повышением давления до появления жидкой фазы (кривая Е). Затем сжатие метана происходит при постоянном давлении до его полного перехода в жидкое состояние, после чего дальнейшее сжатие приводит к резкому возрастанию давления (ba). Температура, при которой с повышением давления в газе появляется первая капля жидкости, называется точкой росы или точкой конденсации (точка d). Температура, при которой происходит полный переход газа в жидкость, называется точкой насыщения (точка b). Линия b - линия равновесного сосуществования газовой и жидкой фаз, называют линией упругости паров, а соответствующее давление - давлением упругости паров.

Для однокомпонентных систем точка росы, точка насыщения, упругость паров соответствуют одному и тому же давлению и температуре, поэтому линия параллельна оси удельного объема. Из этого рисунка следует, что линия bc есть геометрическое место точек насыщения, а линия cde - геометрическое место точек росы. Точка С, в которой встречаются эти линии, называется критической. В этой точке различие между газообразной и жидкой фазами исчезает. Критической точке С соответствуют критические давление и температура.

Таким образом, максимальная температура, при которой данный газ еще может быть переведен в жидкое состояние, называется критической температурой, а соответствующее ей давление называется критическим давлением. Критическая температура метана равна -82,10С, для этана - +32,30С, для азота - +141,70С. Внутри области bcde имеем сосуществующие газообразную и жидкую фазы. Правее линии cde - газообразная фаза, левее линии bc - жидкая фаза.

Фазовое поведение двух- и многокомпонентных систем зависит не только от давления и температуры, но и от состава газа.


3.4. Состав и физические свойства природных газов

Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные.

Газовые - это месторождения, продукция которых не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости и кислых компонентов.

Газоконденсатные - это такие месторождения, продукция которых должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения.

Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав (табл. 2.7).

Основной компонент природных газов - метан (до 98%). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий.


Таблица 2.7

Основные физико-химические свойства компонентов, входящих в состав сжиженных газов при температуре 00С и давлении 0,1013 МПа

Screenshot_1

 


Screenshot_2


В составе природных газов и газового конденсата (табл. 2.8) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы - активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.п. К неактивным соединениям серы - сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозионное действие сероводорода и других кислых компонентов.

Таблица 2.8

Состав газовых конденсатов некоторых месторождений

Screenshot_3

Метан при обычных условиях (при Р=0,1 МПа и Т=200С) ведет себя как реальный газ. Этан находится на грани газа и пара. Пропан и бутаны при обычных условиях являются газами, так как их критические параметры весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях (0,1 МПа и 00С) находятся в жидком состоянии, а в составе газа - в капельном виде. В составе газов чисто газовых месторождений значительно больше содержится метана, чем в составе нефтяных газов.

В зависимости от преобладания легких (СН4, С2Н8) или тяжелых (С3Н8+в) компонентов газ разделяется соответственно на две группы: сухой и жирный. В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительное или они отсутствуют, в то время как в жирном газе их количество может достигать таких величин, что из него можно получать сжиженные газы или конденсат (газовый бензин). На практике принимают сухим газ, содержащий в 1м3 менее 60 г газового бензина, а жирным - более 60-70 г бензина.


3.5. Газогидраты

Обнаружили газогидраты совсем случайно. По всем расчётам геологов и мерзлотоведов, в недрах должен был залегать газ. Но когда пробурили скважину, его там не оказалось. Приборы обнаружили, что в глубинах залегают какие-то лёгкие пористые породы. Взяли пробу из скважины, принесли её в тёплое помещение, и тут ... раздался взрыв.

Открытие газогидратов сейчас называют чуть ли не революцией в энергетике. Их запасы просто невероятны - они залегают под третью поверхности суши и почти под всей поверхностью Мирового океана. По предварительным подсчётам, это просто сверхгигантское газовое месторождение. В России газогидратные месторождения занимают площадь 2,4 млн. км2, главным образом на северо-западе европейской части России, в Сибири и на Дальнем Востоке.

Газогидраты внешне выглядят как белесые кристаллы. По существу, это замёрзшая вода, вобравшая в себя огромное количество углеводородов. Их энергетическая ёмкость довольно высока - один кубический метр кристаллогидрата включает до 200 м3 горючего газа, например - метана.

На суше запасы газогидратных месторождений уступают обычным газовым. А в морских осадках и в подстилающих породах уже на глубине десятков и первых сотен метров их ресурсы легко доступны. Извлекать морские газогидраты предлагается посредством подъёма пульпы при её последующей дегазации. Для этого потребуются макроплатформы и специальные суда, оснащённые трубопроводами.

Чтобы знать, где искать газогидраты, нужно понимать, как они образовались. Выяснилось, что эти загадочные невидимки - горючие газы, например, тот же метан, - залегают на несколько десятков метров ниже раздела «лёд - фирн». Вода при замерзании захватывает воздух и он в теле льда погружается, или, как говорят гляциологи, растекается от центра к периферии вместе с ледниковыми слоями. А под большим давлением, при отрицательных температурах и с помощью движущей силы поляризации эти флюиды уже превращаются в гидраты. В Антарктиде такое превращение происходит на глубинах свыше 700 метров, а в Гренландии - с 900 метров. Так, в толщах льда и даже подстилающих его породах накапливаются летучие, но замёрзшие и отвердевшие вещества. И они перемещаются в соответствии с наступлением или отступанием ледника. При изменении объёмов льда, а значит и давления, флюиды могут смещаться и по вертикали. Перспективными при разведке газогидратов оцениваются краевые зоны ледников, в которые выдавливались эти углеводороды.

После обнаружения газогидратов в ледяных и мёрзлых толщах и уяснении их огромной энергетической ценности, промёрзшие породы стали называть «золотой жилой». Но оказалось, что это не только образное сравнение, а вполне реальный феномен. В условиях вечной мерзлоты, выступая то в качестве окислителей, то в качестве восстановителей, накапливаются различные вещества. Даже такой инертный металл как золото может накапливаться в толще льда. При плавлении «жильного льда», образующегося при замерзании воды в трещинах мёрзлого грунта, глазам исследователей на Севере нередко представали ажурные конструкции из нитей и плёнок золота. Минеральный «скелет» может содержать и другие полезные ископаемые. Их поиск и разведка залежей, наравне с углеводородами, относится к заботам уже не молодой науки – геохимии криолитозоны.


3.6. Требования к качеству товарного газа

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

1.Газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.;

2.Качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов;

3.Товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Для того, чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Важный показатель качества товарного газа - содержание в нем кислорода. Значение этого показателя - не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.

Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (табл. 2.9).

Таблица 2.9

Нормы ГОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам

Screenshot_4

В ГОСТ 51.40-93 введен новый показатель, ограничивающий содержание меркаптановой серы в товарном газе, не более 36 мг/м3.

В газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS2) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе.


Несомненно, обеспечение надежной транспортировки, хранения и использования продукции газовой промышленности должно отвечать определенным требованиям, изложенным в соответствующих стандартах и технических условиях.

Например, на заключительном этапе разработки газоконденсатных месторождений для получения товарного газа, отвечающего требованиям отраслевого стандарта, необходимо вводить установки искусственного холода (УИХ). Затраты на строительство и эксплуатацию УИХ значительно превышают прибыль от выхода дополнительной продукции УКПГ. Для поддержания высокой эффективности работы газотранспортных систем предложен комплексный подход к определению показателей качества газа. Суть предложения сводится к тому, чтобы не внедрять ГОСТ на каждом месторождении, связанном с одним магистральным газопроводом, а на основном месторождении установить более высокие показатели качества газа, чем по стандарту. За основное можно принимать наиболее крупное месторождение из рассматриваемой группы с тем, чтобы на нем было экономически выгодно применять сложную технологию, позволяющую на всех этапах разработки осуществлять осушку газа по влаге и извлечению тяжелых УВ.

Базовыми могут служить месторождения, в газе которых содержится сероводород, т.к. на газоперерабатывающих заводах после сероочистки необходимо проводить осушку на гликолевых установках или охлаждать весь объем газа с использованием искусственного холода.

Практически без больших дополнительных затрат на базовых месторождениях или на газоперерабатывающих заводах можно готовить газ с точкой росы по влаге и углеводородам ниже, чем по ГОСТ 51.40-83. Это позволит подавать в магистральный газопровод газ, добываемый на небольших месторождениях, находящихся вдоль трассы, без организации сложных систем промысловой подготовки газа, осуществляя только отделение жидкой фазы. Смешение сырого газа с газом, имеющим более низкую точку росы, чем по требованиям ГОСТа, позволяет получить смесь, которая будет отвечать требованиям ГОСТа.

Применение такой системы промысловой подготовки газа дает возможность сконцентрировать сложное промысловое оборудование на одном базовом месторождении, мелкие месторождения обустраивать по упрощенным схемам.

Основные требования к технологическим процессам промысловой и заводской обработки природных и нефтяных газов - это обеспечение показателей качества товарного газа и другой продукции газовой промышленности.

Следует отметить, что в настоящее время единых международных норм по допустимым содержаниям сероводорода, углекислоты, сероорганических соединений, азота, воды, механических примесей и т.д. не существует.


3.7. Теплотехнические свойства нефтепродуктов и газа

Теплота испарения - количество тепла, расходуемое на превращение в пар одного килограмма жидкости при температуре ее кипения (ее называют еще скрытой теплотой, т.к. она расходуется не на повышение температуры продукта, а на его испарение).

Средние значения теплоты испарения (в кДж/кг): бензина - 293÷314; керосина - 230÷251; дизельных топлив - 209÷213; масел - 167÷209.

Теплоту испарения нефтяных фракций можно определить по следующей формуле:

l = 4,19∙(22Tк/μ), кДж/кг

где μ - молекулярная масса;

Тk - средняя температура кипения, К.

Теплота конденсации - количество тепла, выделяющееся при конденсации пара в жидкость при той же температуре и численно равное скрытой теплоте испарения.

Теплота сгорания (теплотворная способность) - количество тепла, выделяемое при полном сгорании топлива, кДж/кг (нефть - 42∙103, мазут - 41∙103, уголь - 31∙103, ацетилен - 49∙103, спирт метиловый - 22∙103, этан - 52∙103, бутан - 57∙103).

Теплота плавления (скрытая) - количество тепла, поглощаемое 1 кг твердого тела, когда оно при температуре плавления превращается в жидкость.

Температура застывания - температура, при которой продукт теряет текучесть. С увеличением содержания в нефтепродукте тяжелых УВ температура застывания уменьшается. Данная характеристика является важным показателем для масел.

Температура кристаллизации - температура, при которой начинается выпадение УВ (в основном парафина), сопровождающееся помутнением нефтепродукта и изменением его вязкостных характеристик.


Зная последние две характеристики, можно правильнее выбрать способы хранения и транспортировки продуктов с низкой температурой застывания.

Температура кипения - температура, при которой происходит переход вещества из жидкого состояния в парообразное не только с поверхности вещества (как при испарении), а по всему объему.

Теплоемкость - количество тепла, которое необходимо затратить для нагрева 1 кг вещества на 10С. В зависимости от того, к какому количеству продукта относится тепло, различают удельную (на единицу массы) и мольную (на один моль). Зная теплоемкость продукта, можно определить необходимое количество тепла на нагревание его до требуемой температуры. Теплоемкость увеличивается с повышением температуры и уменьшением плотности. В зависимости от условий, при которых происходит процесс для газов и паров различают теплоемкость при постоянном давлении (Сp) и при постоянном объеме (Сv). Различают также истинную теплоемкость (при данной температуре). Средневзвешенную теплоемкость смеси Ссм определяют по закону аддитивности.

Для бензинов теплоемкость изменяется от 1,93 до 2,21 кДж/кг∙К при изменении температуры с 00С до 500С. Для реактивного топлива - от 1,91 до 2,15 кДж/∙кгК. Для этана - 3,3, пропана - 2,2.

Влагосодержание природных газов. Природный газ в пластовых условиях насыщен парами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат связанную, подошвенную или краевую воду. В процессе эксплуатации месторождений значения давлений и температур изменяются. При этом снижение температуры вызывает уменьшение количества водяных паров в газовой фазе, а снижение давления - увеличение их содержания. В самом пласте по мере разработки происходит увеличение влагосодержания газа, т.к. пластовое давление падает при изотермическом режиме. Влагосодержание природного газа - важнейший параметр, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скважин газопромысловых сооружений.

Содержание влаги в газе характеризуют абсолютным и относительным влагосодержанием.

Абсолютное влагосодержание W равно массе водяных паров в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (00С и 0,1 МПа), и измеряется в г/м3 или кг/1000м3.

Относительное влагосодержание W0 - отношение фактического содержания паров воды в единице объема газовой смеси при данных давлении и температуре к его влагосодержанию, т.е. к количеству водяных паров, которые могли бы содержаться в том же объеме и при тех же условиях при полном насыщении. W0 измеряется в долях единицы или %. Полное насыщение оценивается как 100%.

Кристаллогидраты природных газов. Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении с водой образуют кристаллогидраты - твердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (клатраты), образующиеся при внедрении молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Все газы, размер молекул которых находится в пределах (4÷6,9)∙10-9 м, образуют гидраты.

Условия образования гидратов газа могут быть представлены равновесными кривыми гидратообразования в координатах температура – давление для различной плотности.

С увеличением давления и плотности газа температура гидратообразования возрастает. Область существования гидратов на этих графиках располагаются левее и выше кривых.


3.8. Опасные свойства природных газов и нефти

Опасными свойствами углеводородных газов являются их токсичность и способность к образованию взрывоопасных смесей с воздухом, воспламеняющихся от электрической искры, пламени и др.

С увеличением молекулярной массы предельных УВ их токсические свойства возрастают. Предельно допустимые концентрации для метана - 10 мг/дм3, а для гептана только 2 мг/дм3.

Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий в рабочей зоне производственных помещений предусмотрена предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов (паров бензина), равная 0,3 мг/дм3.

Из газовых компонентов природных и нефтяных газов особенно токсичен сероводород. Сероводород - бесцветный газ. Относительная плотность его по воздуху 1,19. Человек чувствует сероводород (запах тухлых яиц) даже при содержании его в воздухе 0,0014÷0,0023 мг/дм3. Однако даже при непродолжительном пребывании человека в сероводородной среде его обоняние притупляется. Сероводород является ядом, вызывающим паралич органов дыхания и сердца (табл. 2.10).

Таблица 2.10

Предельно допустимая концентрация, мг/л

Screenshot_5

Природные нефтяные газы многих месторождений содержат в своем составе сероводород (Н2S) и двуокись углерода (СО2). Объемное содержание этих компонентов, называемых иногда кислыми, колеблется в широких пределах, доходя до 50% и более. Значительное содержание Н2S и СО2 обнаружено в газах глубоко залегающих месторождений Прикаспийской впадины, и, в особенности, Оренбургском, Карачаганакском, Астраханском. Содержание кислых компонентов в газе Астраханского месторождения достигает 40%, из которых концентрация сероводорода составляет 22%.


Воздействие газов на организм человека всегда отрицательно (табл. 2.11).

Таблица 2.11

Физиологическое воздействие газов на организм человека

Screenshot_6

Концентрация сероводорода 0,006 мг/дм3 при 4-часовом дыхании вызывает головную боль, слезотечение, светобоязнь, насморк. При концентрации около 0,2÷0,28 мг/дм3 наблюдается жжение в глазах, светобоязнь, слезотечение, раздражение в носу и зеве, металлический привкус во рту, тошнота. Концентрация сероводорода 1 мг/дм3 и выше приводит к острому отравлению (судороги, потеря сознания и быстро наступающая смерть). ПДК сероводорода в рабочей зоне производственных помещений - 0,01 мг/дм3.

Углекислый газ - бесцветный, практически без запаха. Общий характер действия на организм - наркотический и раздражающий кожу и слизистые оболочки. В высоких концентрациях вызывает быстрое удушье вследствие недостатка кислорода.

При содержании 4-5% углекислого газа в воздухе у человека раздражается слизистая оболочка дыхательных путей и глаз, появляются кашель, головокружение, повышается кровяное давление. При вдыхании весьма высоких концентраций углекислого газа наступает смерть от остановки дыхания (при 20% газа в воздухе смерть наступает через несколько секунд).