Фракционный состав нефти

Важнейшим показателем качества нефти является фракционный состав. Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части — фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения. Промышленная перегонка нефти основывается на схемах с так называемым однократным испарением и дальнейшей ректификацией. Фракции, выкипающие до 350°С, отбирают при давлении, несколько превышающем атмосферное и называют светлыми дистиллятами (фракциями). Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. В основном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: 140°С (начало кипения) — бензиновая фракция, 140-180°С — лигроиновая фракция (тяжелая нафта), 140-220°С (180-240°С) — керосиновая фракция, 180-350°С (220-350°С, 240-350°С) — дизельная фракция (легкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят).

Фракция, выкипающая выше 350°С является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом и, в зависимости от дальнейшего направления переработки нефти, получают следующие фракции:

Топливо - 350-500°С — вакуумный газойль (дистиллят);

- более 500°С — вакуумный остаток (гудрон)

Масла - 300-400°С (350-420⁰С) — легкая масленая фракция (трансформаторный дистиллят);

- 400-450°С (420-490⁰С) — средняя масленая фракция (машинный дистиллят);

- 450-490°С — тяжелая масленая фракция (цилиндровый дистиллят);

- более 490°С — гудрон

Мазут и полученные из него фракции — темные дистилляты.

Таким образом, фракционирование — это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие.

Нефть различных месторождений заметно отличается по фракционному составу, содержанию светлых и темных фракций.

Свойства нефти

Измерение параметров нефти позволяет определить ее товарные качества. Некоторые параметры используются при проектировании хранилищ, нефтепроводов.

1)Плотность. Единица плотности в СИ — кг/м3. На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 С к плотности воды при 4 С. Относительная плотность нефти чаще всего колеблется в пределах 0,82 — 0, 92. Как исключение, встречается нефть плотностью меньше 0,77 (дистилляты естественного фракционирования нефти), а также тяжелые, густые асфальтоподобные нефти, плотность которых превышает 1 (остатки естественного фракционирования). Различия в плотности нефти связаны с количественными соотношениями углеводородов отдельных классов. Нефть с преобладанием метановых углеводородов легче нефти, обогащенной

Плотность нефти зависит от соотношения количеств легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легкой нефти преобладают легкокипящие компоненты (бензин, керосин), а в тяжелых — тяжелые (масла, смолы), поэтому плотность нефти дает приближенное представление о ее составе.

В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной поверхности, так как в пластовых условиях нефть содержит растворенные газы.

Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и, наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу. Вследствие этого, данный показатель имеет особое значение при проведении операций купли-продажи для определения количества продукта на всем пути следования нефти и нефтепродуктов от места добычи до места переработки и от места переработки до потребителей.

2)Температура кипения. Температура кипения углеводорода зависит от его строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения. У нафтеновых и ароматических углеводородов (у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца)) температура кипения выше, чем у метановых, при одинаковом количестве атомов углерода. Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур — от 30 до 600 С. Из нефти путем разгонки получают большое количество товарной продукции.

3)Температура застывания и плавления. Температура застывания и плавления различных видов нефти неодинакова. Обычно нефти в природе в жидком состоянии, однако некоторые из них загустевают при незначительном охлаждении. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние — с повышением их содержания температура застывания понижается.

По значению вязкости судят о возможности распыления и перекачивания нефтепродуктов при транспортировке нефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д.

Среди различных групп углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, а наибольшую — нафтеновые углеводороды. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их вскипания.

Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и относительную вязкость нефти.

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па к взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м², при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1Н. По динамической вязкости расчетным путем определяют значения рациональных дебитов скважин. Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ — м²/с. Данные о кинематической вязкости используются в технологических расчетах.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды.

5)Поверхностное натяжение. Поверхностное натяжение определяется работой, которую нужно произвести, чтобы увеличить свободную поверхность жидкости на 1 см², не меняя ее температуры. Выражается в СИ — Дж/м².

Поверхностное натяжение является результатом действия молекулярных

сил, которые у разных веществ разные. Силы сцепления молекул жидкости с молекулами твердого тела могут быть больше, чем силы сцепления между молекулами жидкости. Молекулярные силы сцепления между водой и породой больше, чем между нефтью и породой. Это может привести к вытеснению нефти водой из мелких пустот породы в более крупные, т. е. к миграции нефти в горных породах.

Добавляя в жидкость поверхностно-активные вещества, можно изменять ее поверхностное натяжение.

6)Оптические свойства. Оптические свойства нефти также неодинаковы. Одной из качественных характеристик оптических свойств является цвет. В зависимости от состава нефти цвет меняется от черного и темно-коричневого до красноватого, желтого и светло-желтого. Углеводороды нефти бесцветны, цвет же обусловлен в основном содержанием в ней смолисто-асфальтеновых соединений (чем их больше, тем темнее нефть). Нефть при освещении не только отражают часть падающего на них света, но иногда и сами начинают светиться. Такое явление носит название люминесценции. Так, бакинская нефть, рассматриваемая при дневном свете, характеризуется синеватым свечением, а грозненская - зеленоватым. Нефть содержит оптически активные вещества. При прохождении через них поляризованного луча плоскость поляризации смещается (почти всегда вправо по ходу луча). Носителями оптической активности нефти служат преимущественно полициклические нафтены. Нефть из более древних отложений менее оптически активна, нежели нефть из молодых отложений.

7)Электрические свойства. Электрические свойства нефти играют особую роль. Нефть не проводит электрический ток, поэтому для

8)Теплота сгорания. Теплота сгорания нефти очень высока. Для сравнения приведем данные о теплоте сгорания угля, нефти и газа: каменный уголь — 33 600 Дж/кг; нефть 43 250 -45 500 Дж/кг; природный газ (сухой) 37 700 — 56 600 Дж/кг.

9)Содержание воды. При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей.

Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям. При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам из-за увеличения вязкости. После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах, часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды.

Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряются легкие фракции и она загрязняется механическими примесями. Такая нефть получила название "амбарной нефти". Она является высоко обводненной, смолистой, с большим содержанием механических примесей и тяжело обезвоживаемой.

Вода, присутствующая в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, осложняет ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры. Попадая в карбюраторное и дизельном топливо, вода снижает их теплотворную способность, вызывает закупорку распыляющих форсунок.

При уменьшении температуры кристаллики льда засоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатации авиационных двигателей.

Содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.

Следовательно, вода оказывает негативное влияние, как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.

10)Содержание механических примесей. Присутствие механических примесей объясняется условиями залегания нефти и способами ее добычи.

Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефти примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.

При подогреве нефти в отстойниках, резервуарах и трубах часть высокодисперсных механических примесей выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.

11)Содержание серы. Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в нефти встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.

Меркаптаны или тиоспирты — легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры — нейтральные вещества, которые не растворяются в воде, но растворяются в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды — тяжелые жидкости с неприятным

12)Наличие хлористых и других минеральных солей. Перегонка нефти, содержащей соли, становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а также из-за отложения солей в трубах печей и теплообменниках.

Из содержащихся в нефти хлоридов наиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий. При перегонке сернистой нефти сероводород реагирует с железом и образует не растворяемый в воде сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, таким образов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Но выделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекает интенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом.

Наличие значительного количества минеральных солей в мазутах, которые представляют собой остаток при перегонке нефти и используются в качестве котельного топлива, приводит к отложению солей в топках, на наружных стенках нагревательных труб. Это приводит к снижению теплоотдачи и, следовательно, к снижению коэффициента полезного действия печи.

13)Содержание парафина. При транспортировке парафинсодержащей нефти, на стенках трубопроводов, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, а также тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти, вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: