Тема 1. Общие свойства и классификация нефтей. Парафинистость нефти классификация


Классификация нефтей и нефтепродуктов Классификация по физическим

Классификация нефтей и нефтепродуктов

Классификация по физическим свойствам На ранних этапах развития нефтяной промышленности одним из самых основных показателей качества нефтепродуктов служила плотность. В зависимость от неё нефти стали подразделять на несколько классов: лёгкие (ρ1515 0, 884). Лёгкие нефти характеризуются большим содержанием бензиновых фракций и малым количеством смол и серы, основным применением таких нефтей было получение смазочных масел высокого качества. Тяжёлые нефти содержали в себе большое количество смол и для получения масел необходимо было обрабатывать нефть избирательными растворителями, адсорбентами и другими веществами. Тем не менее, тяжёлая нефть широко и успешно применялась в производстве битумов. Основным недостатком разделения нефтей по её плотности является то, что классификация приблизительна и на практике закономерности каждого класса не всегда подтверждались.

Химическая классификация Горным бюро США была предложена химическая классификация нефти, в основе которой была положена связь между её плотностью и углеводородным составом. Были проведены исследования фракций, перегоняющиеся в интервале температур 250— 275 °С при атмосферном давлении и в интервале 275— 300 °С при остаточном давлении 5, 3 к. Па. После определения их плотностей, лёгкие и тяжёлые части нефтей определяли к одному из трех классов, установленных для различных типов нефти: Нормы для классификации нефтей, предложенные Горным бюро США Плотность Фракция парафинового основания промежуточного основания нафтенового основания 250— 275 °С (при атмосферном давлении) 0, 8597 275— 300 °С (при 5, 3 к. Па) 0, 9334

Химическая классификация После этого, на основе характеристических данных фракций нефть делят еще на семь классов: Химическая классификация нефтей Горного бюро США Название класса Парафиновый Основание лёгкой части нефти Парафиновое Парафино-промежуточный Промежуточно-парафиновый Промежуточное Парафиновое Промежуточно-нафтеновый Нафтеновый Парафиновое Промежуточный Нафтено-промежуточный Основание тяжёлой части нефти Нафтеновое Промежуточное Нафтеновое В 1921 году Американским институтом нефти также была разработана классификация нефтей на лёгкие и тяжёлые по относительной плотности нефти по отношению к плотности воды при той же температуре (плотность в градусах API). Если величина градусов API менее 10 - нефть будет тонуть в воде, если больше 10 - будет плавать на её поверхности. Данная классификация используется и сейчас.

Химическая классификация Классификация, которая бы отражала непосредственно химический состав нефти, была предложена Грозненским нефтяным научноисследовательским институтом (Гроз. НИИ). В её основу было положено преимущественное содержание какого-либо класса углеводородов в составе нефти: парафиновые нефти парафино-нафтеновые нефти парафино-нафтено-ароматические нефти

Химическая классификация Первый класс нефтей характеризуется тем, что бензиновые фракции содержат >50 % парафиновых углеводородов, а масляные фракции —

Технологическая классификация (индексация) 1 класс (по содержанию серы): 1 – не более 0, 5 %; 2 – 0, 51 – 2, 0; 3 – более 2, 0 %. 2 тип (по содержанию фракций, выкипающих до 350 °С): 1 – не менее 55 %; 2 – 45 – 54, 9 %; 3 – менее 45 %. 3 группа (по суммарному содержанию базовых масел в расчете на нефть): 1 – не менее 25 % в расчете на нефть; 2 – 15, 0 – 24, 9 % в расчете на нефть и менее 45 % в расчете на мазут; 3 - 15, 0 – 24, 9 % в расчете на нефть и 30 - 45 % в расчете на мазут; 4 – менее 15 % в расчете на нефть.

Технологическая классификация (индексация) 4 подгруппа (по индексу вязкости базовых масел): 1 – 95; 2 – 90 – 95; 3 – 85, 0 – 89, 9; 4 – менее 85. 5 вид (по содержанию твердых парафинов): 1 - не более 1, 5 %; 2 – 1, 51 – 6, 0 %; 3 – более 6, 0 %. Пример: Туймазинская нефть 2. 2. 3. 3. 2. Узенская нефть 1. 3. 3. 1. 3.

Техническая классификация Классификация по стандарту ГОСТ Р 51858 -2002 В настоящее время действует также классификация нефтей по стандарту ГОСТ Р 51858 -2002. Согласно данному стандарту нефть по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводородов и лёгких меркаптанов подразделяют на классы, типы, группы и виды. В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на четыре класса: малосернистая ( 3, 5 % серы). По плотности, а при поставке на экспорт — дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов: 0 — особо лёгкая; 1 — лёгкая; 2 — средняя; 3 — тяжёлая; 4 — битуминозная.

Техническая классификация Классификация по стандарту ГОСТ Р 51858 -2002 Норма для нефти типа Наименование параметра 0 2 830, 1— 850 (при 20 °С) 833, 8— 853, 6 (при 15 °С) 850, 1— 870 (при 20 °С) 853, 7— 873, 5 (при 15 °С) >30 >(до 200 °С) Выход > 52 фракции, % об. >(до 300 °С) >27 >(до 200 °С) > 47 > (до 300 °С) >21 >(до 200 °С) > 42 >(до 300 °С) Массовая доля 895 > (при 20 °С) > 898, 4 >(при 15 °С)

Техническая классификация Классификация по стандарту ГОСТ Р 51858 -2002 По степени подготовки нефть подразделяют на три группы: Наименование показателя Массовая доля воды, % Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³ Норма для нефти группы 1 2 3

Техническая классификация Классификация по стандарту ГОСТ Р 51858 -2002 По массовой доле сероводорода и лёгких меркаптанов — на 2 вида: Наименование показателя Норма для нефти вида 1 2 Массовая доля сероводорода, млн. − 1 (ррm)

Маркерные сорта нефти Сорта нефти — это разделение нефти, которая добывается на разных месторождениях, по составу, качеству и однородности, однако для упрощения экспорта также нефть подразделяют на лёгкие и тяжёлые сорта. В России основными маркерными сортами нефти являются Urals, Siberian Light и ESPO. В Великобритании — Brent, в США — WTI (Light Sweet), в ОАЭ — Dubai Crude. Стандартом для цен является нефть сортов WTI (в западном полушарии) и Brent (в Европе и странах ОПЕК). Dubai Crude используется в качестве базы для определения стоимости экспортных поставок нефти из Персидского залива в АТР. Характери Dubai Siberian стики/ Brent WTI Urals ESPO Crude Light Сорт Плотность 38 °API 40 °API 31 °API 36, 5 °API 34, 8 °API Сернистос 0, 37 % ть 0, 24 % 2, 13 % 1, 3 % 0, 57 % 0, 6 %

present5.com

Тема 1. Общие свойства и классификация нефтей — Мегаобучалка

В.В. Васильев, Е.В. Саламатова

ОСНОВЫ ХИМИИ НЕФТИ

 

 

Конспект лекций

 

 

Специальность 080502(н) - Экономика и управление на предприятии

Нефтяной и газовой промышленности

 

 

Санкт-Петербург

2011

Допущено

редакционно-издательским советом СПбГИЭУ

в качестве методического издания

Составители

докт. техн. наук, доц. В.В. Васильев

канд. техн. наук, доц. Е.В. Саламатова

 

Рецензент

канд. техн. наук, проф. Е.Е. Никитин

 

 

Подготовлено на кафедре

экономики и менеджмента в нефтегазохимическом комплексе

 

Одобрено научно-методическим советом специальностей 060502(5), 080502(н) - Экономика и управление на предприятии

нефтегазохимического комплекса

 

 

Отпечатано в авторской редакции с оригинал-макета,

представленного составителем

 

© СПбГИЭУ, 2011

СОДЕРЖАНИЕ      
Введение…………………………………………………………
  Тема 1. Общие свойства и классификация нефтей  
  Тема 2. Происхождение нефти  
  Тема 3. Основные физико-химические свойства и техни- ческие характеристики нефти и нефтепродуктов    
  Тема 4. Нефть как многокомпонентная система  
  Тема 5. Алканы нефти  
  Тема 6. Циклоалканы нефти  
  Тема 7. Арены и гибридные углеводороды нефти   Тема 8 Гетероатомные соединения и минеральные компоненты нефти      
  Заключение……………………………………………................  
   
Список литературы……………………………………………...  
Терминологический словарь……………………………………  
Приложение 1. Извлечение из рабочей программы....................

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В настоящее время происходит интенсивное развитие нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности на основе последних достижений науки и техники с использованием новых аналитических приборов и методик исследования.

Предметом изучения дисциплины является: основы химии нефти, которые отражают современное состояние науки по изучению химического состава нефтей, достижения в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Объект изучения являются предприятия нефтяной промышленности, входящие в подотрасли основной химии, нефтегазодобывающей и нефтехимической и др.

Цель изучения дисциплины состоит в овладении общими знаниями о природе, составе и типах нефтей, получаемых из нее нефтепродуктов; методов исследования нефтяных фракций и нефтяных остатков.

Исходя из общей направленности дисциплины, рассматриваются вопросы химических свойств основных классов органических соединений присутствующих в нефти.

Особое внимание уделяется изучению технологических процессов подготовки нефти как сырья для нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий.

Задачи изучения дисциплины:

- подготовка студента к выполнению курсового и дипломного проектов;

- формирование у студентов знаний по основам химии нефти;

- формирование знаний по методам исследования состава и оценки качества нефти;

- овладение основными техническими методиками анализа нефти.

Дисциплина «Основы химии нефти» является основной в инженерно-технологической подготовке экономистов-менедже-ров и базируется на таких дисциплинах, предусмотренных рабочим учебным планом по специальности 080502(н), как: «Теоретические основы прогрессивных технологий», «Математика», «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений».

Тематическое наполнение дисциплины соответствует логической схеме последовательного изучения науки, начиная с изучения основ состава и свойств нефти и завершая изучением технологии подготовки нефти – как сырья для нефтехимических нефтеперерабатывающих производств.

При изучении дисциплины студент должен:

- овладеть научными основами нефтехимии, необходимыми для правильного понимания влияния групп соединений на качество нефти, ознакомиться с перспективами развития нефтехимии, систематизировать и сформировать понятие о производстве нефтепродуктов, приобрести навыки анализа нефти путем выбора оптимальных условий с применением современной аналитической техники;

- знать основные химические и физико-химические методы анализа нефти и нефтепродуктов по методикам ГОСТ-а

- уметь производить необходимые аналитические и технико-химические оценки качества различных видов нефтей в соответствии с требованиями ГОСТ.

 

Тема 1. Общие свойства и классификация нефтей

Аннотация

Изучив представленный материал, студент, будет знать основные сырьевые источники нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Объем имеющихся и предполагаемых сырьевых ресурсов, основные месторождения нефти, газа твердых горючих ископаемых. Кроме того, студенты получат знания об основах химической переработке природных газов, жидкого топлива.

Нефть представляет собой маслянистую жидкость от светло – желтого до коричневого или черного цвета, обычно легко текучую, реже – малоподвижную. Углерод (82-87% масс.) и водород (11-15% масс.) являются основными химическими элементами, составляющими нефть, кроме того в ней присутствуют сера, азот, кислород и металлы в виде сернистых, азотистых, кислородсодержащих и металлорганических соединений соответственно.

Таким образом, нефть в основном состоит из углеводородов с определенным содержанием гетероатомных и смолисто-асфальтеновых соединений, микропримесей металлов и других элементов.

Основные нефтегазоносные районы. Мировые извлекаемые запасы природного газа оцениваются в 155 трлн.м3. Россия по разведанным запасам природного газа (31%) занимает первое место в мире. Одна треть мирового запаса природного газа приходится на страны Ближнего Востока. Основными месторождениями природного газа в России являются (трлн. м3): Уренгойское(4.00), Ямбургское(3.78), Штокмановское(3.00), Заполярное(2.6), Оренбургское(1.78), Медвежье(1.55) и др. В последние годы в России добывается более 604 млрд. м3 газа в год.

Природный газ, содержит около 95% метана и около 2-5% газового конденсата («легкой нефти»).

Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 141.3 млрд.т. Из них около 66.4 % расположено в странах Ближнего и Среднего Востока. Второе место в мире по запасам нефти занимает Американский континент – 14.5%. В России сосредоточено около 4.7% мировых запасов нефти. В последние годы в России добывается около 500 млн. т. нефти в год.

Важнейшие месторождения нефти России находятся в Западной и Восточной Сибири, в Республике Коми, Татарстане и Башкортостане, в Среднем и Нижнем Поволжье и на о. Сахалин.

В Саудовской Аравии сосредоточено более четверти мировых запасов нефти, а каждая из таких арабских стран как Ирак, Иран, Кувейт и Абу-Даби владеет почти десятой частью ее запасов.

На американский континенте наиболее крупными запасами нефти обладают Венесуэла, Мексика, США и Бразилия.

Извлекаемые запасы нефти в Африке составляют около 7% (Ливия, Нигерия, Алжир).

Считается, что Западная Европа бедна нефтью и газом. Однако в последнее время были открыты крупные месторождения в акватории Северного моря, главным образом в британских и норвежских территориях. Восточно-Европейские страны, Россия и страны бывшего СССР владеют около 6% извлекаемых запасов нефти.

В Азиатско-Тихоокеанском регионе промышленными запасами нефти обладают Китай, Индонезия, Индия, Малайзия и Австралия.

В мире насчитывается десятки тысяч нефтяных месторождений, которые имеют промышленное значение, 29 из них являются уникальными сверхгигантами. Большинство уникальных и гигантских месторождений нефти находятся в странах Среднего Востока и Латинской Америки.

Этапы развития нефтеперерабатывающей промышленности. Первый в мире нефтеперегонный завод с кубами периодического типа был построен крепостными крестьянами – братьями Дубиниными в 1823г. вблизи города Моздока. Головной продукт перегонки – бензин и тяжелый остаток – мазут, не находившие применение, сжигали. В 1869г. в Баку было 23 нефтеперегонных завода, а в 1873г. – 80 заводов, способных получать 16350 т керосина в год.

Д.И. Менделеев разработал метод промышленного производства смазочных масел из мазута перегонкой в вакууме, который был внедрен в 1876 г. Нефтяные масла стали вытеснять растительные, а также животные жиры из всех отраслей техники. Русские минеральные масла широко экспортировались за границу и расценивались как самые высококачественные.

А.А. Тавризовым был разработан метод непрерывной перегонки нефти в кубовых батареях и в 1883 г. осуществлен на заводе братьев Нобель в Баку.

Изобретение двигателя внутреннего сгорания способствовало новому качественному скачку в развитии нефтепереработки, т.к. бензин, который ранее не находил применение, стал одним из важнейших продуктов, производство которого требовало роста добычи нефти и совершенствования технологии ее переработки.

К 1917 г. нефтеперерабатывающие предприятия были сосредоточены в основном на Кавказе. После восстановительного периода (1928г.), вызванного последствиями гражданской войны, в СССР были открыты новые месторождения и началось интенсивное строительство новых нефтеперерабатывающих заводов (Уфа, Саратов, Одесса, Хабаровск и т.д.).

В годы Великой Отечественной войны многие НПЗ были эвакуированы в восточные районы страны. Большую роль в обеспечении фронта и тыла страны топливом для самолетов, танков и других боевых и гражданских машин сыграли бакинские, грозненские и восточные НПЗ.

В послевоенные годы нефтеперерабатывающая промышленность развивалась быстрыми темпами, непрерывно повышались технический уровень и объемы производства. Нефтепереработка страны получила дальнейшее значительное развитие строительством новых мощных НПЗ и нефтехимических комбинатов (Салават, Волгоград, Ангарск, Кириши, Нижнекамск и т.д.).

Структура топливно-энергетического комплекса. Долгое время нефть, газ, твердые горючие ископаемые используют как энергетическое топливо, а с XX в. к источникам энергоресурсов добавились гидроресурсы и ядерное топливо. Совокупность отраслей промышленности, занятых добычей, транспортировкой и переработкой различных видов горючих ископаемых, а также выработкой, преобразованием и распределением различных видов энергии называют топливно-энергетическим комплексом (ТЭК). На сегодняшний день нефтегазовый комплекс (НГК) является наиболее значимой частью ТЭК. Отрасли НГК приведены на рис.1.

 

Рис.1. – Отрасли нефтегазового комплекса

 

ТЭК является основой современной мировой экономики. Уровень развития ТЭК отражает социальный и научно-технический прогресс в стране.

Химическая и технологическая классификация нефтей. К настоящему времени опубликовано большое количество работ, характеризующих составы нефтей различных месторождений. Эти работы, в основном, посвящены геохимическим исследованиям, которые положены в основу химической классификации нефтей. Разработано несколько вариантов химической классификации. Так в качестве основания классификации нефтей использовали: Горное Бюро США - плотность, ГрозНИИ - преимущественное содержание одного или нескольких классов органических соединений, С. С. Наметкин и А. Ф. Добрянский - концентрацию алканов, К. А. Конторович - содержание алканов и цикланов, а Ал. А. Петров - данные хроматографического анализа фракций нефти 200-430) 0С (концентрации нормальных, разветвленных алканов, циклоалканов и аренов). Классификация, предложенная Ал. А. Петровым более полно отражает химический состав нефтей. Используемые химические классификации вполне приемлемы для оценки качества нефтей, как сырья для промышленной переработки.

Химическую типизацию нефтей по методу Ал. А. Петрова осуществляют на основании группового состава. В табл. 1. приведены критерии отнесения нефтей к соответствующим типам. Содержание алканов меняется от 6 до 60%, поэтому они определяют разнообразие нефтей.

Таблица 1 - Углеводородный состав нефтей различных химических типов фракции 200 – 430 0С, (%)

 

Углеводороды Тип нефти
  А1 А2 Б2 Б1
Алканы 15-60 (25-50) 10-30 (15-25) 5-30 (10-25) 4-10 (6-10)
Н- алканы 5-25 (8-12) 0,5-5 (1-3) 0,5 -
Изоалканы 0,05-6,0 (0,5-3) 1-6 (1,5-3) 0,5-6 (0,2-3) -
Циклоалканы 15-45 (20-40) 20-60 (35-55) 20-70 (35-55) 20-70 (50-65)
Ароматические 10-70 (20-40) 15-70 (20-40) 20-80 (20-45) 25-80 (25-50)

Примечание: в скобках приведены наиболее часто встречающиеся данные.

Нефти типа А1(глубина залегания обычно более 1500 м) относят к нефтям парафинового и нафтено-парафинового основания. Для них характерно высокое содержание бензиновых фракций и низкая смолистость. В насыщенных соединениях содержится до 40-70% алканов.

Суммарное содержание разветвленных алканов в таких нефтях всегда выше концентрации нормальных алканов. Соотношение изо- и нормальных алканов составляет 1:6.

В западносибирском нефтегазоносном бассейне такие месторождения как Котум-Тепе, Дагаджинское, Русское, Новопортовское, Тайтымское, Малоичское, Самотлорское, Нижн. Табачанское, Наталинское, Верх. Тарское содержат нефти типа А1.

В зависимости от распределения парафинов нефти А1 делятся на три группы. Для нефтей первой группы ∑nC13-nC15/∑ nС25-nС27 составляет 0,5-1,2, а для второй от 1,2 до 3 и для третьей от 3 до 8.

Нефть типа А2(найдена в кайнозойских и мезозойских отложениях на глубине 1500-2000 м). Ее относят к нафтено-парафиновым и парафино-нафтеновым нефтям. У этого типа нефтей ниже содержание алканов. При этом наблюдается существенное преобладание изопреноидных алканов над алканами линейного строения. Нефти типа А2 значительно реже встречаются чем А1. В западной Сибири некоторые пласты Самотлорского месторождения содержат нефть типа А2.

Нефть типа Б2(глубина залегания 1000-1500 м в кайнозойских отложениях) относят к нефтям парафино-нафтенового нафтено-парафинового основания. В насыщенных углеводородах содержание концентрация циклоалканов достигает 60-75%. Алкановые углеводороды представлены в основном соединениями с разветвленной структурой. Важно отметить, что на хроматограммах нефтей типа Б2 пики нормальных и монозамещенных алканов не проявляются.

Нефти типа Б1(глубина залегания 500-1000 м) распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных бассейнов. Этот тип нефтей встречается в районе Западной Сибири (месторождение Грязевая сопка, Сураханы, Балаханы, Русское). В нефтях типа Б1 практически пол­ностью отсутствуют нормальные и изопреноидные алканы. Содержание разветвленных алканов не превышает 10%. В нафтенах преобладают бицик-лические производные.

Установлено, что распределение нефтей различных химических типов имеет строгие температурные границы. Так нефти типов А2, Б2, Б1 распо­лагаются в пластах с температурой 40-70°С, а нефть типа А1 в пластах с температурой выше 900С. При этом обнаружена общая тенденция независимо от геологического возраста пород с увеличением глубины залегания нефтей наблюдается переход от нефтей типа Б1 к типу А1.

В основу технологической классификации нефтей положены следующие показатели:

-содержание серы,

-плотность, выход фракций, содержание парафина,

-степень подготовки нефти,

-массовая доля сероводорода и легких меркаптанов.

В настоящее время в России принята новая классификация нефтей по ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. Согласно ГОСТу товарную нефть характеризуют по классам, типам, группам и видам. На рис.2 приведена схема классификации и требований к качеству подготовленных на промыслах нефтей по ГОСТ Р 51858-2002.

 

Рис.2 – Схема классификации и требований к нефти по

ГОСТ Р 51858-2002

 

Контрольные вопросы

1. Роль нефти в современном мире.

2. Основные нефтегазоносные районы.

3. Структура топливно-энергетического комплекса России.

4. Этапы развития нефтеперерабатывающей промышленности.

5. Химическая классификация нефтей.

6. Технологическая классификация нефтей.

 

 

megaobuchalka.ru

Классификация нефтей.

Нефть и нефтепродукты представляют собой сложную жидкую смесь близкокипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводород­ных соединении с гетероатомами кислорода, серы, азота, некоторых ме­таллов и органических кислот. Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются опреде­лением группового химического состава, т.е. отдельных рядов и групп уг­леводородов.

Несмотря на многообразие углеводородов, основными структурны­ми элементами нефти являются углерод и водород, а элементарный состав колеблется в небольших пределах: углерод 83-87%, водород 11-14%. На долю других элементов, объединяемых группой, смолисто-асфальтеновые вещества представляют собой высокомолекулярные органические соеди­нения, содержащие углерод, водород, серу, азот и металлы. К ним относят­ся: нейтральные смолы, растворимые в бензинах; асфальтены, не раство­римые в петролейном эфире, но растворимые в горячем бензоле; карбены, растворимые в сероуглероде; карбониты, ни в чем не растворимые. При сгорании нефти получается зола (сотые доли процента), состоящая из оки­слов кальция, магния, железа, алюминия, кремния, натрия и ванадия. Кста­ти, соединения последнего являются переносчиками кислорода и способ­ствуют активной коррозии.

В нефти можно обнаружить более половины элементов таблицы Менделеева.Элементарный (часто говорят «химический») состав нефти полностью не известен. Уже сейчас обнаружены 425 индивидуальных уг­леводородов, содержащих серу, азот и кислород. Трудность определения состава заключается в том, что выделить из нефти соединения можно пока лишь путем перегонки, при этом состав нефти может значительно изме­ниться в результате различных реакций.

Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химиче­ского состава, т.е. отдельных рядов и групп углеводородов. Углеводоро­ды, различающиеся содержанием углерода и водорода в молекуле, а также строением, являются основным компонентом нефти. Углеводороды приня­то разделять на парафиновые (насыщенные алканы), нафтеновые и аро­матические. Преобладание той или иной группы углеводородов придает этим продуктам специфические свойства. В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей углеводородов (более 50%) нефти именуются метановые, нафтеновые или ароматические. В случае, когда к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не ме­нее 25%, то им дают комбинированное название, например, метанонафтеновые.

Приведенная выше классификация нефтей по углеводородному со­ставу позволяет дать новое определение нефти:нефть представляет собой раствор чистых углеводородов и гетероатомных органических соединений, т. е. углеводородов, содержащих в молекуле атомы кислорода или азота, или серы.Именно раствор, а не смесь, причем не обычный раствор, а раствор различных соединений друг в друге.

С помощью табл. 1.2 и 1.3 (см. приложение 1) можно проследить изменение физико-химических, теплофизических и опасных свойств чистых углеводородов. Можно заметить также, что даже у углеводородов, имеющих одну химиче­скую формулу, ряд показателей отличается по величине.

Разделение таких многокомпонентных смесей проводят на части, со­стоящие из углеводородов, близких по составу, которые принято называть фракциями. Нефть и нефтепродукты имеют температуру начала кипения tн.к. и конца кипения tк.к.. ­­- Фракционный состав нефтяной смеси определяет­ся обычно простой перегонкой или ректификацией, а на практике его оп­ределяют стандартным перегонным аппаратом и измеряют в объемных или массовых единицах. Разделение таких сложных смесей, как нефть и кон­денсат, на более простые называют фракционированием. Нефтепродукты и конденсата, получаемые из нефти, являются фракциями, вскипающими в достаточно узких температурных пределах (см. рис. 1.1 приложение 2), определяемых техническими условиями. При перегонке нефти, имеющей типичный со­став, можно получить: 31% бензиновых фракций, 10% керосиновых, 51% дизельных, 20% базового масла и около 15% составит мазут.

Эти фракции являются базовыми для получения товарных нефтепродук-тов, ассортимент которых достаточно велик и весьма разнообразен. Отече­ственной промышленностью освоен выпуск свыше 500 наименований нефтепродуктов, поэтому на рисунке 1.1 даны показатели только тех, которые за­нимают значительное место в грузообороте объектов хранения или часто встречающихся в повседневной жизни.

Условно товарные нефтепродукты делятся насветлые, темные, пластичные смазки и нефтехимические продукты.К светлым нефте­продуктам относят и бензины, керосины, топлива для реактивных двигате­лей, дизельные топлива. Темные нефтепродукты — это различные масла и мазуты.

В процессе перегонки составляющие его компоненты отгоняются в порядке возрастания их температур кипения. При определении фракци­онного состава по ГОСТ 2177-82 перегонку ведут до 300°С. При этом от­мечают температуру начала перегонки (н. к.) и объемы дистиллятов при 100, 120, 150, 160°С, а далее через каждые 20°С до 300°С. Обычно бензи­новые фракции выкипают в пределах 35¸205°С, керосиновые - 150¸315°С, дизельные - 180¸420°С, тяжелые масляные дистилляты - 420¸490°С, оста­точные масла - выше 490°С.

Перегонку нефтепродуктов с температурами кипения до 370°С ведут при атмосферном давлении, а с более высокими — в вакууме или с приме­нением водяного пара (для предупреждения их разложения). Кстати, авто­мобильные бензины А-72, А-76, АИ-93 имеют практически один и тот же фракционный состав. Авиационные бензины отличаются повышенным со­держанием легких фракций. Содержание в продукте тех или иных фракции определяется техническими условиями на данный нефтепродукт и зависит от его назначения. Нефти классифицируются по содержанию в них бензи­новых, керосиновых и масляных фракций.

Фракционный состав нефтяных смесей определяется обычно про­стой перегонкой с дефлегмацией или ректификацией, разгонку легких фракций проводят при низких температурах и повышенных давлениях, средних фракций — при атмосферном давлении, тяжелых фракций — в ва­кууме. Для разгонки используют специальные аппараты: Энглера, Богда­нова, Гадаскина, АРН - 2 и др. Фракционный состав легких нефтяных фракций рекомендуется определять также хроматографическим методом, который по сравнению с традиционными ректификационными методами имеет ряд преимуществ: он позволяет наряду с фракционным составом смеси определять индивидуальный углеводородный состав бензиновых фракций, сокращает время анализа, уменьшает величину пробы, повышает надежность метода и дает возможность использовать однотипную аппара­туру.

Отметим, что индивидуальный покомпонентный состав нефтяных смесей определяется методами фракционной разгонки смеси на лабора­торной ректификационной колонке с последующим использованием для анализа узких фракций адсорбционной газожидкостной хроматографии, масс-спектроскопии и прочих современных методов анализа сложных сме­сей.

Выше отмечалось, что фракционный состав определяет количество углеводородов с определенными свойствами. Следовательно, по имею­щимся данным о физико-химических свойствах можно судить о фракци­онном составе. Известно, чтонаиболее «чувствительна» к изменению углеводородного состава вязкость нефти.

При обработке данных о свойствах нефтей для определения фракций Фр, выкипающих при температуре до 200°С в ТюмГНГУ была получена эмпирическая зависимость

(1.1)

где Фр — фракционный состав нефти при 200°С, % вес; h0 — параметр, характеризующий характеризующий степень изменения динамической вязко­сти при изменении температуры.

Для нефтей с динамической вязкостью h30£37 МПа и плотностью r20=795-890 кг/м3 параметр h0 можно определить по формуле

(1.2)

где h30 и h50 — динамическая вязкость нефти, соответственно, при температурах 20 и 50°С, Пас.

Формула (1.2) была проверена на различных нефтях более 200 ме­сторождений Западной, Восточной Сибири, Башкирии, Казахстана, Став­ропольского края и справедлива для абсолютного большинства нефтей с температурой начала кипения до 85° С и содержанием парафинов и смол до 25%.

Относительная ошибка при определении фракционного состава неф­тей отечественных месторождений при 200°С по формуле (1.2) составляет около 20% и объясняется различием содержания в нефтях смол, парафинов и других примесей. Несколько большие отклонения при расчете наблюда­ются для среднеазиатских нефтей, проявляющих аномальные и вязкопластичные свойства. Дополнительные исследования позволили установить, что для нефтей ряда регионов: Башкирии, Татарстана, Пермской области, Удмуртии расчеты по формуле (1.2) дают заниженные результаты, для нефтей Западной и Восточной Сибири, Сахалинской области - завышен­ные. Обработка полученных результатов методами математической стати­стики позволила уточнить предложенную формулу и рекомендовать ее к использованию в следующем виде:

(1.3)

где Кг - коэффициент, учитывающий глубину стабилизации нефти на промысле или потерю нефти в резервуарных парках; n - показатель вяз­кости, для Башкортостана и Куйбышевской области n = 0,680, Татарстана - 0,685, Саратовской области, Западной и Восточной Сибири - 0,66, Саха­линской области - 0,655, Пермской области и Удмуртии - 0,675, для турк­менских, узбекских и таджикских нефтей n = 0,64, Казахстана - 0,675.

Таким образом, при отсутствии фактических данных об углеводо­родном составе нефти для практических инженерных расчетов можно ре­комендовать формулу (1.3), обеспечивающую погрешность расчетов не более 10%.

Известно, что физические свойства нефти зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или различных их групп. Например, боль­шое содержание в нефти парафинов, смол и асфальтенов повышает ее вяз­кость, особенно при пониженных температурах. В зависимости от состава и ряда свойств производится классификация нефтей, позволяющая выбрать наиболее целесообразный способ транспортировки и хранения.

Во многих нефтях Западной Сибири (усть-балыкская, западно-сургутская и самотлорская и др.) содержание парафина не превышает 4%. Наблюдаются зависимость — чем больше в нефти парафина, тем меньше в ее составе смол и асфальтенов; чем больше геологический возраст нефти, тем больше в ее составе парафина. Высокопарафиновые нефти характеризуются наименьшим содержанием серы, ванадия и никеля. Высокое содержание парафина в нефти существенно ослож­няет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки и переработ­ки. При добыче высокопарафинистых нефтей снижается и даже пол­ностью прекращается дебит скважин из-за закупорки их так называе­мыми асфальто-парафиновыми отложениями (АСПО). АСПО из сква­жин приходится удалять механическим путем, тепловой обработкой, промывкой растворителями.

Парафин при перекачке высокопарафиновых нефтей отлагается на внутренних стенках трубопровода. В магистральных трубопроводах толщина отложений парафина достигает 30 мм. Чтобы предотвратить это явление, при транспортировке нефтей применяют способ горячей перекачки. При этом каждые 25—150 км длины трубопровода нефть дополнительно подогревают. Одним из крупнейших в мире горячих нефтепроводов является трубопровод «Усть-Гурьев-Куйбышев», пере­качивающий высокопарафиновые мангышлакские нефти. Мангышлакские нефти перед закачкой в трубу нагревают до 67-77 °С.

По содержанию серы нефти классифицируются на три класса: малосернистые (до 0,2% серы), сернистые (0,2 - 3,0% серы) и высокосернистые (более 3,0%). Сера в нефти находится в виде сероводорода, меркаптанов и сульфидов до 6%, иногда - в свободном виде. Сера и ее соединения активно взаимодействуют с металлами, также вызывая сильную коррозию. Обнаруживают их по резкому запаху и действию на растворы свинцовых солей. Следует заметить, что содержание серы в нефти ухудшает ее качество, вызывая серьезные осложнения в тех­нологии переработки, подготовки и транспорта нефтей.

Известно, что в пластовых условиях в нефти всегда растворено некоторое количество газа, имеющего в своем составе, кроме углево­дородов, и неуглеводородные газы — азот, углекислый газ и др.Азот, как примесь безвредная и инертная, почти не контролируется анали­зами. Его содержание в нефтях обычно не превышает 1,7%. Углеводо­родных соединений азота довольно много - пиридин, хинолин и т. д.

Газ, который извлекается из недр, принято называтьпопутным. Газ, выделяющийся в промысловых системах, называютнефтяным газом. Ко­личественно содержание газа в нефти характеризуется так называемымгазовым фактором. В зависимости от состава газ подразделяют насухой (легкий) и жирный (тяжелый). Сухой газ состоит преимущественно из легких угле­водородов метана и этана. В жирном газе содержание фракций пропана, бутана и выше достигают таких величин, что из него можно получать сжиженные газы, газовый бензин или конденсаты. Нефть, содержащую газ, принято называтьгазонасыщенной нефтью.

Дата добавления: 2015-08-10; просмотров: 105 | Нарушение авторских прав

mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.011 сек.)

mybiblioteka.su