124381 (Склад та первинна переробка нафти), страница 2

За густиною можна орієнтовно судити про вуглеводневий склад сирої нафти і нафтопродуктів, оскільки її значення для вуглеводнів різних груп по-різному. Більш висока густина сирої нафти вказує на більший вміст ароматичних вуглеводнів, а більш низька - на більший вміст парафінових вуглеводнів. Вуглеводні нафтенової групи займають проміжне положення. Таким чином, величина густини до відомого ступеня буде характеризувати не тільки хімічний склад і походження продукту, але і його якість. Найбільш якісними і цінними є легкі сорти сирої нафти (російська Sіberіan Lіght). Чим менше густина сирої нафти, тим легше процес її переробки і вище якість одержуваних з неї нафтопродуктів [7].

За вмістом сірки сиру нафту в Європі і Росії підрозділяють на малосірчисту (до 0,5%), сірчисту (0,51-2%) і високосірчисту (більш 2%), у США - на солодку (до 0,5%), середньосолодку/середньокислу (0,51-2%) і кислу (більш 2%). Класифікація, прийнята в США, що здається на перший погляд незвичайною, має, однак, пряме відношення до смаку. На зорі видобутку нафти в Пенсільванії, одержуваний з неї гас використовувався як лампова олія для освітлення приміщень. Гас з великим вмістом сірки давав огидний запах при згорянні, тому більше цінувався гас з низьким вмістом сірки, солодкий на смак. Звідси і відбулася ця термінологія.

Нафта є сумішшю декількох тисяч хімічних сполук, більшість з яких - комбінація атомів вуглецю і водню - вуглеводні; кожна з цих сполук характеризується власною температурою кипіння, що є найважливішою фізичною властивістю нафти, широко використовуваним у нафтопереробній промисловості. На кожній зі стадій кипіння нафти випаровуються певні сполуки, цей процес називають перегонкою нафти. Сполуки, що випаровуються в заданому проміжку температури, називаються фракціями, а температури початку і кінця кипіння - границями кипіння фракції або межами википання. Фракції, що википають до 350°С, називають світлими дистилятами. Фракція, що википає вище 350°С, є залишком після добору світлих дистилятів і називається мазутом. Мазут і отримані з нього фракції - темні. Назви фракціям привласнюються в залежності від напрямку їхнього подальшого використання.

Різні нафти сильно відрізняються за складом. У легкій нафті (lіght oіl) звичайно більше бензину, нафти і гасу, у важких - газойлю і мазуту. Найбільш поширені нафти зі вмістом бензину 20-30%.

Присутність механічних домішок у складі сирої нафти порозумівається умовами її залягання і способами видобутку. Механічні домішки складаються з часток піску, глини й інших твердих порід, що, осідаючи на поверхні води, сприяють утворенню нафтової емульсії. У відстійниках, резервуарах і трубах при підігріві сирої нафти частина механічних домішок осідає на дні і стінках, утворити шар бруду і твердого осаду. При цьому зменшується продуктивність устаткування, а при відкладенні осаду на стінках труб зменшується їхня теплопровідність. Масова частка механічних домішок до 0,005% включно оцінюється як їхня відсутність.

В'язкість визначається структурою вуглеводнів, що складають нафту, тобто їхньою природою і співвідношенням, вона характеризує властивості розпилення і перекачування нафти і нафтопродуктів: чим нижче в'язкість рідини, тим легше здійснювати її транспортування по трубопроводах, робити її переробку. Особливо важлива ця характеристика для визначення якості маслених фракцій, одержуваних при переробці нафти і якості стандартних мастил. Чим більше в'язкість нафтових фракцій, тим більше температура їхній википан.

1.3 Фракційний склад нафти

Найважливішим показником якості нафти є фракційний склад.

Фракційний склад визначається при лабораторній перегонці з використанням методу поступового випару, у процесі якої при поступово підвищується температурі з нафти відганяють частини - фракції, що відрізняються одна від одної межами википання. Кожна з фракцій характеризується температурами початку і кінця кипіння [7].

Промислова перегонка нафти ґрунтується на схемах з так називаним однократним випаром і подальшою ректифікацією.

Фракції, що википають до 350^оС, відбирають при тиску трохи вищому атмосферного, називають світлими дистилятами(фракціями). Назви фракціям привласнюються в залежності від напрямку їхнього подальшого використання. В основному, при атмосферній перегонці одержують наступні світлі дистиляти: 140^оС (початок кипіння) - бензинова фракція, 140-180^оС - лігроїнова фракція(важка нафта), 140-220^оС (180-240^оС ) - гасова фракція, 180-350^оС (220-350^оС, 240-350^оС) - дизельна фракція (легкий або атмосферний газойль, соляровий дистилят).

Фракція, що википає вище 350^оС є залишком після добору світлих дистилятів і називається мазутом. Мазут розганяють під вакуумом і в залежності від подальшого напрямку переробки нафти одержують наступні фракції: для одержання палив - 350-500^оС вакуумний газойль (дистилят), >500^оС вакуумний залишок (гудрон); для одержання олій - 300-400^оС (350-420^оС) легка маслена фракція (трансформаторний дистилят), 400-450^оС (420-490^оС) середня маслена фракція (машинний дистилят), 450-490^оС важка маслена фракція (циліндровий дистилят), >490^оС гудрон. Мазут і отримані з нього фракції - темні.

У такий спосіб фракціонування - це поділ складної суміші компонентів на більш прості суміші або окремі складові [8].

Продукти, одержувані як при первинній, так і при вторинній переробці нафти, відносять до світлих, якщо вони википають до 350^оС, і до темних, якщо межі википан 350^оС і вище.

Нафти різних родовищ помітно відрізняються за фракційним складом, вмістом світлих і темних фракцій.

У технічних умовах на нафту і нафтопродукти нормуються:

температура початку кипіння;

температура, при якій відганяється 10,50,90 і 97.5% від завантаження, а також залишок у відсотках;

іноді лімітується температура кінця кипіння.

1.4 Води та домішок в складі нафти

При видобутку і переробці нафта двічі змішується з водою: при виході з великою швидкістю зі шару разом із супутньою їй пластовою водою й у процесі знесолення, тобто промивання прісною водою для видалення хлористих солей.

У нафті і нафтопродуктах вода може утримуватися у вигляді простої суспензії, тоді вона легко відстоюється при зберіганні, або у вигляді стійкої емульсії, тоді вдаються до особливих прийомів зневоднювання нафти.

Утворення стійких нафтових емульсій приводить до великих фінансових утрат. При невеликому вмісті пластової води в нафті здорожується транспортування її по трубопроводах, тому що збільшується в'язкість нафти, що утворить з водою емульсію. Після відділення води від нафти у відстійниках і резервуарах частина нафти скидається разом з водою у вигляді емульсії і забруднює стічні води [2].

Частина емульсії уловлюється пастками, збирається і накопичується в земляних коморах і нафтових ставках, де з емульсії випаровуються легкі фракції і вона забруднюється механічними домішками. Такі нафти одержали назва "комірні нафти". Вони високонаводнені і смолисті, з великим вмістом механічних домішок, важко збезводнюються.

Вміст води в нафті є самим вагомим поправним показником при обчисленні маси нетто нафти по масі брутто. Цей показник якості, поряд з механічними домішками і хлористими солями, входить у рівняння для визначення маси баласту.

Присутня в нафті, особливо з розчиненими в ній хлористими солями, вода ускладнює її переробку, викликаючи корозію апаратури.

Наявна в карбюраторному і дизельному паливі, вода знижує їх теплотворну здатність, засмічує і викликає закупорку форсунок.

При зменшенні температури кристалики льоду засмічують фільтри, що може служити причиною аварій при експлуатації авіаційних двигунів.

Вміст води в олії підсилює її схильність до окислювання, прискорює процес корозії металевих деталей, що стикаються з олією.

Отже, вода впливає як на процес переробки нафти, так і на експлуатаційні властивості нафтопродуктів і кількість її повинна нормуватися.

Збіжність - два результати визначень, отримані одним виконавцем, визнаються достовірними (з 95%-ний довірчою імовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує: 0.1 см³ - при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см³; 0.1 см³ або 2% від середнього значення обсягу (у залежності від того, яка з цих величин більше) - при обсязі води більш 1.0 см³.

Відтворюваність - два результати дослідів, отримані в двох різних лабораторіях ( з 95%-ною довірчою імовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує:

- 0.1 см³ - при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см³;

- 0.2 см³ або 10% від середнього значення обсягу (у залежності від того, яка з цих величин більше) - при обсязі води понад 1.0 см³ до 10 см³;

- 5% від величини середнього результату - при обсязі води більш 10 см³.

Відповідно до Держстандарту 2477-65 масова частка води повинна складати не більш ніж 0.5%-1% у залежності від ступеня підготовки нафти.

Присутність механічних домішок пояснюється умовами залягання нафти і способами їх видобутку.

Механічні домішки нафти складаються зі зважених у ній високодисперсних часток піску, глини й інших твердих порід, що, адсорбуються на поверхні глобул води, сприяють стабілізації нафтової емульсії. При перегонці нафти домішки можуть частково осідати на стінках труб, апаратури і трубчастих печей, що приводить до прискорення процесу зносу апаратури [7].

У відстійниках, резервуарах і трубах при підігріві нафти частина високодисперсних механічних домішок коагулює, випадає на дно і відкладається на стінках, утворити шар бруду і твердого осаду. При цьому зменшується продуктивність апаратів, а при відкладенні осаду на стінках труб зменшується їхня теплопровідність.

У ДСТ 6370-83 приводяться наступні оцінки вірогідності результатів визначення змісту механічних домішок при довірчій імовірності 95%.

Масова частка механічних домішок до 0.005% включно оцінюється як їх відсутність.

ДСТ 9965-76 також установлює масову болю механічних домішок у нафтах, що може бути не більш 0.05%.

Сірка і її сполуки є постійними складовими частинами сирої нафти. По хімічній природі - це сполуки сульфідів, гомологів тіофана і тіофена. Крім зазначених сполук, у деяких нафтах зустрічаються сірководень, меркаптани і дисульфіди.

Меркаптани або тіоспирти - легколетучі рідини з надзвичайно огидним запахом; сульфіди або тіоефіри - нейтральні речовини, що нерозчиняються у воді, але розчиняються в нафтопродуктах; дисульфіди або полісульфіди - важкі рідини з неприємним запахом, що легко розчиняються в нафтопродуктах, і дуже мало у воді; тіофен - рідина, що не розчиняється у воді.

Сполуки сірки в нафтах, як правило, є шкідливою домішкою. Вони токсичні, мають неприємний запах, сприяють відкладенню смол, у сполуках з водою викликають інтенсивну корозію металу. Особливо в цьому відношенні небезпечні сірководень і меркаптани. Вони володіють високою корозійною здатністю, руйнують кольорові метали і залізо. Тому їхня присутність у товарній нафті не припустимо.

Точність методу визначення сірки відповідно до Держстандарту 1437-75 виражається наступними показниками:

схожість - результати визначення, отримані послідовно одним лаборантом, визнаються достовірними (при довірчій імовірності 95%), якщо розбіжність між ними не перевищує встановлених значень;

відтворюваність - результати аналізу, отримані в двох різних лабораторіях, визнаються достовірними (при довірчій імовірності 95%).

1.5 Перегонка нафти

В'язкість є найважливішою фізичною константою, що характеризує експлуатаційні властивості котелень, дизельних палив і інших нафтопродуктів. Особливо важлива ця характеристика для визначення якості маслених фракцій, одержуваних при переробці нафти і якості стандартних мастил.

За значенням в'язкості судять про можливості розпилення і перекачування нафтопродуктів, при транспортуванні нафти по трубопроводах, палив у двигунах і т.д.

Визначається структурою вуглеводнів, що складають нафту і нафтопродуктів, тобто їх природою і співвідношенням. Серед різних груп вуглеводнів, найменшу в'язкість мають парафінові, найбільшу - нафтенові вуглеводні [5].

Можна додати, що чим більше в'язкість нафтових фракцій, тим більше температура їхній википан.

Визначення в'язкості відповідно до Держстандарту 33-82 "Нафтопродукти. Методи визначення кінематичної і розрахунок динамічної в'язкості встановлює наступні норми точності визначення в'язкості: збіжність припускає, що розбіжність результатів послідовних визначень отриманих одним і тем же лаборантом, що працює на тому самому віскозиметрі, в ідентичних умовах на тому самому продукті, не повинне перевищувати 0.35% від середнього арифметичного значення (з 95% довірчою імовірністю); відтворюваність - розбіжність результату двох визначень, отриманими різними лаборантами, які працюють в різних лабораторіях, на тому самому продукті, не повинне перевищувати 0.72% від середнього арифметичного (з 95% довірчою імовірністю).

Перегонка нафти, що містять солі, стає неможливої через інтенсивну корозію апаратури, а також через відкладення солей у трубах печей і теплообмінниках. У результаті можуть прогоріти грубні труби і виникнути пожежа, безупинно підвищуватися тиск на сировинних грубних насосах унаслідок зменшення діаметра грубних труб і, нарешті, цілком припиниться подача сировини в піч.

Основним кородуючим фактором є присутність хлоридів у нафті. При підігріві нафти до 120⁰C і вище в присутності навіть слідів води відбувається інтенсивний гідроліз хлоридів з виділенням сильно кородуючого агента - хлористого водню HCl.

Гідроліз хлоридів йде відповідно до наступних рівнянь [5]:

MgCl₂ + H₂O = MgOHCl + HCl