1.3. Требования, предъявляемые к нефти перед транспортом. Товарная нефть

В соответствии с ГОСТР51858-2002 условное обозначение товарной нефти, поставляемой в магистральные нефтепроводы, состоит из четырех цифр:

Класс нефти (по содержанию серы).

Тип нефти (по плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций и массовых долей парафина).

Группа нефти (по степени промысловой подготовки).

Вид нефти (по содержанию сероводорода и легких меркаптанов).

По этим признакам регламентированы следующие классификационные нормы:

Класс нефти (по содержанию серы, % мас.):

1. малосернистая (0,60);

2. сернистая (0,61-1,80);

3. высокосернистая (1,81-3,50);

4. особо высокосернистая (> 3,50).

Тип нефти

Показатель	0 (особо легкая)		1 (легкая)		2 (средняя)		3 (тяжелая)		4 (битуминозная)
	Россия	экспорт	Россия	экспорт	Россия	экспорт	Россия	экспорт	Россия	экспорт
1. Плотность, кг/м^3, при температуре: 20^0С 15^0С	<830,0 <834,5		830,1-850,0 834,6-854,4		850,1-870,0 854,5-874,4		870,1-895,0 874,5-899,3		>895,0 >899,3
2.Выход фракции, % не менее, при температуре до: 200^0С 300^0С 350^0С	- - -	30 52 62	- - -	27 47 57	- - -	21 42 53	- - -	- - -	- - -	- - -
3. Массовая доля парафина, % не более	-	6,0	-	6,0	-	6,0	-	-	-	-

Группа нефти

Показатель	Норма для группы
	1	2		3
1. Массовая доля воды, % не более	0,5	0,5		1,0
2. Концентрация хлористых солей, мг/дм^3, не более	100	300		900
Показатель	1	2		3
3. Массовая доля механических примесей, % не более	0,05	0,05		0,05
4.Давление насыщеных паров, кПа, не более	66,7	66,7		66,7
5.Содержание хлорорганических соединений во фракции выкипа-ющей до 204^оС, ppm, не более	10	10	10

Вид нефти

Показатель	Норма для вида
	1	2
1. Массовая доля сероводорода млн^-1 (ррm),не более	20	100
2. Массовая доля метил-и этилмеркаптанов, ррm, не более	40	100

Тема 2. Фракционирование нефти. Определение потенциального выхода фракций

Нефть и нефтепродукты представляют собой такую сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений, что обычными методами перегонки их невозможно разделить на индивидуальные соединения.

Как правило, нефти и нефтепродукты разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Такие части принято называть фракциями или дистиллятами. Нефтяные фракции в отличии от индивидуальных соединений не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, т.е. имеют температуру начала кипения (н.к.) и температуру конца кипения (к.к.). температура начала и конца кипения зависит от химического состава фракции.

Например: бензиновая фракция – это фракция выкипающая в интервале (28-180)⁰С. Фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них (в объемных или массовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель имеет большое практическое значение. По фракционному составу нефти судят о том, какие нефтепродукты и в каких количествах можно из нее выделить.

В основе всех методов определения фракционного состава нефти лежит дистилляция – тепловой процесс разделения сложной смеси углеводородов нефти на отдельные фракции с различными температурными интервалами кипения путем испарения нефти с последней дробной конденсацией образовавшихся паров.

В зависимости от числа ступеней конденсации паров различают три варианта дистилляции нефти:

1. Простая дистилляция, когда образующиеся при испарении нефти пары полностью конденсируют, она в свою очередь подразделяется на:

а) перегонка с постепенным испарением (ГОСТ 2177-85);

б) перегонка с однократным испарением (ОИ), при котором при достижении заданной температуры в один прием (однократно) отделяют паровую фазу от жидкой.

Выход (в % мас.) паровой фазы (долю отгона) определяют по формуле:

е = Д / L  100, где Д- выход паровой фазы, % мас.

L- количество сырья, % мас.

Ни постепенным, ни тем более однократным испарением невозможно добиться четкого разделения нефтепродукта на узкие фракции, так как часть высококипящих компонентов переходит в дистиллят, а часть низкокипящих остается в жидкой фазе. Поэтому применяют перегонку с дефлегмацией и ректификацией.

2. Дистилляция с дефлегмацией, когда из образовавшихся при испарении нефти паров конденсируют часть высококипящих фракций, возвращая их в виде жидкой флегмы в кипящую нефть, а оставшиеся пары, обогащенные низкокипящими компонентами, полностью конденсируют.

3. Ректификация – дистилляция с многократно повторяющейся дефлегмацией паров и одновременным испарением низкокипящих компонентов из образующейся флегмы, чем достигают максимальной концентрации низкокипящих фракций в парах до их полной конденсации. Этот метод определения фракционного состава нефти стандартизирован (ГОСТ 11011-85) и выполняется в аппарате для ректификации нефти АРН-2 (аналогичный стандарт США – ASTMD-2892).

При атмосферном давлении перегонку ведут до 220-240⁰С, после чего систему герметизируют и продолжают перегонку до 1,3 кПа (10 мм. рт. ст.) до 320-340⁰С, а затем давление понижают до 0,1-0,15 кПа и ведут до появления первых признаков термического разложения остатка.

Полученные значения температур кипения отбираемых фракций и их выходов (в % мас.) представляют в виде таблицы или кривой и называют фракционным составом по ИТК (истинным температурам кипения).

Кривая ИТК - линия, выражающая зависимость выхода дистиллятных фракций от температурного интервала (t кипения) их при перегонке с помощью ректификации.