5. Фракционный состав нефти и нефтепродуктов.

является важным показателем качества нефти. В процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части — фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания.

При атмосферной перегонке получают следующие фракции, выкипающие до 350 °С, — светлые дистилляты:

• до 100 °С — петролейвая фракция;

• до 180 °С — бензиновая фракция;

• 140–180 °С — лигроиновая фракция;

• 140–220 °С — керосиновая фракция;

• 180–350 °С (220–350 °С) — дизельная фракция.

Последнее время фракции, выкипающие до 200 °С, называют легкими, или бензиновыми, от 200 до 300 °С — средними, или керосиновыми, выше 300 °С — тяжелыми, или масляными.

Все фракции, выкипающие до 300 °С, называют светлыми, остаток после отбора светлых дистиллятов (выше 350 °С) называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом, при этом получают следующие фракции в зависимости от переработки:

• для получения топлива (350–500 °С) — вакуумный газойль (вакуумный дистиллят);

• более 500 °С — вакуумный остаток (гудрон).

Получение масел происходит в следующих температурных интервалах: 300–400 °С — легкая фракция, 400–450 °С — средняя фракция, 450–490 °С — тяжелая фракция, более 490 °С — гудрон. Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) также относят к тяжелым компонентам нефти — Тпл ~80 °С.

6. Содержание воды и солей в нефти (при поступлении на завод, при поступлении на установку перегонки нефти), отрицательное воздействие солей и воды на переработку нефти. Методы удаления солей и воды из нефти на НПЗ.

Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспортировки в связи с увеличением её объёмов и повышенной вязкостью смеси нефти и воды по сравнению с чистой нефтью. Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде вызывает усиленнуюкоррозию металла оборудования и трубопроводов; механических примесей — абразивный износ нефтеперекачивающего оборудования и трубопроводов и ухудшение качества получаемых нефтепродуктов. Кроме того, примеси нарушают технологический режим переработки нефти. Из-за недостаточной герметизации систем сбора, транспорта и хранения лёгкие углеводороды (от этана до пентана) теряются в результате испарения. Перечисленные причины обуславливают необходимость подготовки нефти, которая включаетобезвоживание нефти, обессоливание нефти и стабилизацию нефти. Качество подготовки нефти регламентируется ГОСТом. Подготовки нефти ведётся на комплексных установках обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти, объединённых в единую технологическую схему сбора и подготовки нефти и попутного газа на нефтяном промысле.

Механические примеси из нефти удаляют обычно отстоем в соответствующих сепараторах и резервуарах на промыслах и НПЗ, от которых их периодически очищают. Пластовая вода удаляется в резервуарах и отстойниках промысла, а диспергированная ее часть (эмульсия "вода в нефти") разделяется в специальных аппаратах – дегидраторах (на промыслах часто в термодегидраторах). При обезвоживании и обессоливании нефти удаляются и минеральные соли, растворенные в воде. Попутный газ отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5 - 1,5% углеводородов до бутана включительно. Эту растворенную часть газа извлекают на промысле при стабилизации нефти.

В зависимости от содержания в нефти воды и хлоридов установлены 3 группы сырой нефти, поступающей на НПЗ: I группа - содержание воды 0,5%, солей не более 100 мг/л; II - воды 1% и солей не более 300 мг/л; III - воды 1% и солей не более 1800 мг/л. Для всех групп содержание мехпримесей не должно превышать 0,05% и давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи не более 66,7 кПа.

Коллоквиум №1/2. «Первичная переработка нефти».