Скачиваний:
216
Добавлен:
04.10.2013
Размер:
2.05 Mб
Скачать

ВВЕДЕНИЕ § 1. НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ

Нефть— это жидкий горючий минерал, распространенный в осадочной оболочке Земли. По составу нефть представляет собой сложную смесь углеводородов (алканов, циклоалканов, аренов) и соединений, содержащих помимо углерода и водорода гетеро-атомы — кислород, серу и азот.

По внешнему виду нефть — маслянистая жидкость, флуорес­цирующая на свету. Цвет нефти зависит от содержания и строе­ния содержащихся в ней смолистых веществ; известны темные (бурые, почти черные), светлые и даже бесцветные нефти. Нефть легче воды и почти нерастворима в ней. Вязкость нефти опреде­ляется ее составом, но во всех случаях она значительно выше, чем у воды.

Нефть представляет собой горючий материал, ее теплота сго­рания выше, чем у твердых горючих полезных ископаемых (угля, сланца, торфа), и составляет около 42 МДж/кг. В отличие от твердых горючих ископаемых нефть содержит мало золы.

Свое название нефть получила от персидского слова нафата, означающего просачивающаяся, вытекающая.

Происхождение нефти является одной из наиболее сложных проблем современной науки. Значительное большинство геологов и химиков являются сторонниками теории органического проис­хождения нефти, однако отдельные ученые считают, что нефть образуется в природе абиогенным способом, за счет различных хи­мических превращений неорганических веществ.

Одним из первых выдвинул теорию неорганического происхож­дения нефти Д. И. Менделеев (1877 г.). Согласно его гипотезе углеводороды нефти образовались в результате взаимодействия воды с находящимися в недрах земли карбидами металлов. Хотя, в принципе, такие реакции имеют место, с помощью карбидной теории невозможно объяснить появление в составе нефти огром­ного количества углеводородов разнообразного строения; непонят­но также, как могла попасть вода из области низких давлений на поверхности Земли в область высоких давлений, существующих в недрах Земли. В последние годы были выдвинуты также гипотезы космического, магнетического, вулканического происхождения нефти, которые не получили широкой поддержки.

Большая часть геологических и геохимических наблюдений и фактов, накопленных в мировой науке о нефти на сегодняшний день, включая и масштабы различных процессов образования уг­леводородов, лучше подтверждает гипотезу органического проис­хождения нефти. Особенно убедительно выглядит хорошо дока­зуемая генетическая свяь^ между компонентами нефти, живого вещества и органического вещества древних осадочных пород и

современных осадков. Что же касается количества углеводородов органического происхождения, то оно исключительно велико и вполне обеспечивает образование залежей нефти и газа.

Сущность органической теории происхождения нефти заключа­ется в том, что нефть и газ образуются из органического вещества, находящегося в рассеянном состоянии в осадочных породах. Счи­тается, что основным органическим материалом, накапливаю­щимся в осадочных породах, являются отмершие остатки микро­флоры и микрофауны (планктон, бентос и др.), развивающиеся в морской воде, к которым примешивались остатки животного и растительного мира.

В верхних слоях осадочной породы захороненный органический материал подвергается воздействию кислорода и бактерий и в зна­чительной мере разлагается с образованием газов (С02, Nz, МНз, СН4 и др.) и растворимых в воде жидких продуктов. Наиболее устойчивая к химическому и бактериальному воздей­ствию часть исходного органического материала остается в осадке.

В дальнейшем, по мере погружения в толщу осадочной породы, эти органические вещества в течение многих миллионов лет на глубине 1,5—3,0 км и ниже подвергаются уже в восстановительной среде действию повышенных температур (примерно до 120—150, реже 200 °С) и давления 10—30 МПа, а также каталитическому влиянию вмещающих пород (в основном, глин). По современным воззрениям именно в этой стадии в результате термических и тер­мокаталитических процессов органические вещества, и главным образом липиды (жиры, воска, масла), превращаются в углеводо­роды нефти.

Нефтеобразование — весьма сложный, многостадийный и очень длительный химический процесс, детали механизма которого пока не ясны. Так как исходный органический материал находится в рассеянном состоянии, то очевидно, что продукты его превраще­ния — нефть и газ — также первоначально рассеяны в нефтемате-ринской, чаще всего глинистой породе. Но вследствие своей по­движности нефть и газ, так же как и вода, способны передви­гаться в толще пород. Геологи называют эти перемещения мигра­цией. Различают первичную и вторичную миграцию. В результате первичной миграции из нефтематеринских пород нефть и газ со­бираются в соседствующих пористых песчаных и карбонатных породах. Миграция может происходить в результате различных факторов: отжатия или прорыва вследствие давления породы, диффузии, особенно газов, перемещения с водой, растворения жидких веществ нефти в газах при высоких давлениях и переме­щения в виде парогазовой смеси, фильтрации по порам и трещи­нам вмещающих пород при наличии перепада давления и др.

В дальнейшем в результате движения по пористым пластам и при вертикальной миграции, возникающей под влиянием гравита­ционного и тектонического факторов, нефть и газ скапливаются в так называемых ловушках, т. е. в таких участках пористых гор-

ных пород, откуда дальнейшая миграция невозможна или очень затруднена.

Скопления нефти в этих ловушках называются нефтяными за­лежами. Если количество нефти (или газа) в залежи достаточно велико или в данной структуре пластов горных пород имеется несколько залежей, то говорят о нефтяном, нефтегазовом или га­зовом месторождении.

Итак, условия залегания нефти в горных породах таковы, что нефть и газ, заполняют поры вмещающей породы. Ясно, что чем больше коэффициент пористости породы, тем больше порода на­сыщена нефтью. Так как глины, особенно увлажненные, практиче­ски не имеют пор, то глинистые покрытия пористых пород хорошо предохраняют залежь от дальнейшей миграции. Вместе с нефтью и газом в залежах почти всегда присутствует и вода, так как она также заполняет поры пород.

Как правило, большая часть нефтяных ловушек—залежей на­ходится на значительной глубине (900—2300 м). Выходы нефти на поверхность земли достаточно редки. На таких близких к по­верхности земли месторождениях в давние времена, в частности в Азербайджане, возникла колодезная добыча нефти.

Задачей геологов-нефтяников является поиск и разведка неф­тяных и газовых месторождений. В настоящее время поиски нефти осуществляются сочетанием геологических, геофизических и гео­химических методов.

Геологический метод заключается в изучении структуры оса­дочных пород с помощью шурфов и скважин. Эти скважины могут достигать значительной глубины. По результатам бурения состав­ляют структурные карты, на которых отмечают состав и возраст горных пород и особенности рельефа пластов. Далее бурят поис­ковые скважины для обнаружения нефтяных или газовых лову­шек. После нахождения залежей начинают разведочное бурение, чтобы установить размеры нефтеносной площади и запасы нефти или газа.

Геофизические методы исследования горных пород начали раз­виваться сравнительно недавно. Они базируются на измерении точнейшими приборами таких явлений и физических параметров, как гравиметрические аномалии, магнитные аномалии, электриче­ская проводимость пород, особенности распространения сейсмиче­ских колебаний, возникающих при искусственных взрывах в не­глубоких скважинах. Применяются также акустические и радио­метрические методы с использованием нейтронной бомбардировки скважин.

Комплексное применение геофизических и геологических мето­дов значительно расширило возможности изучения структуры по­род, обнаружения ловушек, установления глубины и точного ме­стонахождения нефтяных пластов.

Поиск и разведка нефтяных месторождений повсеместно до­стигли больших успехов, Интенсивными темпами ведется поиск

морских месторождений нефти, и прежде всего на шельфе (в при­брежной полосе).

Мировые разведанные запасы нефти оцениваются в 90— 95 млрд. т, а прогнозные запасы составляют 250—270 млрд. т. Месторождения нефти расположены в различных районах мира, однако распределение их по странам и регионам крайне неравно­мерно. Наиболее крупные нефтяные месторождения расположены в арабских странах Ближнего и Среднего Востока (Саудовская Аравия, Кувейт, Ирак), Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир), а также в Иране, Индонезии, некоторых странах Север­ной и Южной Америки. Около 85 % нефти добывается на круп­нейших месторождениях, составляющих 5 % от общего ЧиОла мес­торождений. Всего на земном шаре открыто более 10 тысяч неф­тяных и газовых месторождений, из них в нашей стране порядка 1500 нефтяных и 400 газовых.

За рубежом самыми крупными нефтяными месторождениями являются Гавар (10,1 млрд. т) и Сафания (2,9 млрд. т) в Саудов­ской Аравии, Бурган (2,2 млрд. т) в Кувейте, Кйркук и Эр-Ру-майле в Ираке, Лагунильяс в Венесуэле, Хасси-Месауд в Алжире, Гечсаран, Марун и Агаджари в Иране, Серир в Ливии, Прадхо-Бей в США.

На территории Советского Союза нефть добывается и в давно известных нефтеносных районах (Баку, Грозный, Дагестан, За­падная Украина, Сахалин, Ухта), и на промыслах, открытых в годы первых пятилеток (Башкирская и Татарская АССР, Куйбы­шевская, Саратовская, Волгоградская области), и на месторож­дениях, разработка которых началась в последние 20—25 лет (на полуострове Мангышлак, в Коми АССР, в Белорусской ССР). Свыше двух третей нефти в настоящее время получают на место­рождениях Западно-Сибирского нефтегазоносного района. Здесь, Начиная с 1964 г., открыто более 70 месторождений.

Наиболее известными отечественными нефтяными месторожде­ниями являются Самотлорское, Усть-Балыкское, Сургутское, Се-веро-Советское в Западной Сибири, Ромашкинское, Арланское, Туймазинское в Водго-Уральском нефтегазоносном районе, Усин-ское в Коми АССР, Узеньское и Жетыбайское в Казахстане, Неф­тяные Камни в Азербайджане.

Промышленная добыча нефти началась в середине XIX в. К 1900 г. ежегодно добывалось уже около 20 млн. т, а к 1950 г.— более 600 млн. т. В настоящее время в мире каждый год добы­вается более 3 млрд. т нефти.

Динамика роста добычи нефти в нашей стране представлена ниже (в млн. т):

1920 г. 3,8

1940 г. 31.1

I960 г. 39,2

I960 г. 148,5

1970 г. 352,5

1975 г. 491,0

Решениями XXVI съезда КПСС намечено к 1985 г. довести до-

бычу нефти, включая газовый конденсат, до 620—645 млн. т в год.

.Для извлечения нефти из земных глубин, так же как при по­иске и разведке, бурят скважины, чаще всего в вертикальном на­правлении, но современная техника позволяет бурить и наклонные скважины под любым углом.

Для разрушения породы применяют разнообразные долота, чаще всего шарошечного типа. Они состоят из зубчатых конусов, которые, перекатываясь по породе, дробят и истирают ее. В по­следнее время стали применять алмазные долота. При работе долото должно все время вращаться. Это достигается либо враще­нием всей бурильной системы труб (роторное бурение), либо применением турбобура или электробура. В этом случае вместе с долотом в забой скважины спускается многоступенчатая турбина или электродвигатель, которые и приводят долото в действие. Это наиболее прогрессивный метод. Им преимущественно и пользуют­ся при бурении газовых и нефтяных скважин. Удаление из сква­жины измельченной, раздробленной породы производится путем нагнетания в скважину через бурильные трубы глинистого раство­ра. Роль этого раствора при бурении очень велика. С его помощью выносится из скважины порода, охлаждается бурильный инстру­мент, цементируется поверхность ствола скважины, что препятст­вует его разрушению и прорыву воды, нефти и газа. Кроме того, глинистый раствор при турбинном бурении является движителем, приводящим в действие турбину и долото. Глубина нефтяных и га­зовых скважин при современной технике бурения может достичь 6—7 км. В перспективе бурение скважин глубиной до 10—15 км.

По мере проходки скважины необходимо наращивать буриль­ные трубы. Отдельная труба имеет длину 6—10 м. На обоих кон­цах трубы имеется нарезка для соединения с другими трубами. Кроме бурильных труб в скважину вводят также обсадные сталь­ные трубы большого диаметра (до 426 мм) для крепления ствола. Все трудоемкие операции на бурильной установке теперь меха­низированы.

Когда скважина доходит до продуктивного пласта, в нее опу­скают эксплуатационную колонну труб, снабженную наверху си­стемой труб, задвижек и штуцера, для предотвращения открытого фонтанирования. Такая “фонтанная елка” выдерживает давление до 25 МПа и выше. Далее глинистый раствор в скважине заме­няют водой и скважина как бы раскупоривается, так как давление в ней понижается. Чтобы вызвать приток нефти к скважине, об­садные трубы у пласта простреливаются пулевыми или торпедны­ми перфораторами. Нефть и газ в залежи находятся под давле­нием пластовых вод, газа и упругости сжатых пород. Так как это давление по мере добычи нефти снижается, то для его поддержа­ния за пределы контура месторождения нагнетают воду (закон­турное обводнение) или компрессорами накачивают газ.

Если давление в нефтяном пласте высокое, то добычу нефти ведут фонтанным способом через запорную арматуру. Нефть в данном случае поступает в трапы и емкости из недр земли под

Собственным давлением. Если давление в пласте мало, то нефть Побывают методом газлифта (компрессорный способ). В скважину |ерез кольцевое пространство между трубами накачивают под дав-Кением до 5 МПа природный газ. В забое скважины он смешива­ется с нефтью, облегчает ее, что и способствует ее поступлению Цй эксплуатационную колонну труб.

р Третьим способом добычи нефти является глубинно-насосный. Ц-Он применяется при эксплуатации глубоких скважин и при боль-Щщом падении давления в пласте. Поршневые насосы опускаются |>;В скважину. С помощью колонны штанг они соединяются со стан-Цком-качалкой. Балансирный станок-качалка приводится в дейст-.||1вие от электродвигателя и осуществляет возвратно-поступательное

? "^движение плунжера насоса. Насос все время работает, и нефть ." ^постепенно выкачивается на поверхность. В последнее время ста-„W ли применять центробежные насосы с электродвигателем по типу ^электробура.

Ц При современном уровне техники и технологии из нефтяных Ж пластов извлекается в среднем не более половины содержащейся Й> в них нефти. Идут широкие поиски методов, позволяющих увели-'^;- чить нефтеотдачу пластов. Получили промышленное внедрение $ способствующие увеличению отбора нефти методы закачки в пла­сты поверхностно-активных веществ, теплового воздействия на пласты и др.

Значение нефти для энергетики, транспорта, различных отрас-: лей промышленности чрезвычайно велико. Из нефти вырабатыва-ются всевозможные виды жидкого топлива (бензин, керосин, ди­зельное, газотурбинное, котельное топлива), смазочные и специ-

• альные масла, пластичные смазки, парафин, технический углерод

* (сажа), битумы, нефтяные коксы и другие товарные продукты.

Получаемые при переработке нефти легкие алканы и алкены, жидкий и твердый парафины, индивидуальные ароматические уг­леводороды представляют собой ценное сырье для дальнейшей химической переработки (нефтехимического синтеза). С помощью нефтехимического синтеза получают всевозможные пластические массы, синтетические смолы и каучуки, синтетические моющие средства, индивидуальные органические кислоты, спирты, альде-. гиды и кетоны.

Применение нефтяного сырья высвобождает большое количе­ство пищевых продуктов (зерна, картофеля, жиров), которые ра­нее расходовались на технические цели.

Природные горючие газы состоят по преимуществу

- из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси жидких углеводородов.

Месторождения природных горючих газов подразделяются на собственно газовые, в которых скопление газов не связано с дру­гими полезными ископаемыми; газонефтяные, где газообразные углеводороды растворены в нефти или находятся над нефтяной • залежью в виде так называемой газовой шапки; газоконденсат-; вые, в которых газ обогащен жидкими углеводородами,

Разведанные запасы природных газов превышают 60 трлн. м3, а прогнозные оцениваются в 200 трлн. м3. Крупные месторожде­ния природного газа находятся в Алжире (Хасси-Рмель), США (Панхандл-Хьюготон), Нидерландах (Слохтерен), Иране (Па-занум). Большими ресурсами природных газов обладает Совет­ский Союз. Наиболее крупными газовыми месторождениями явля­ются Уренгойское, Заполярное, Ямбургское и Медвежье в Запад­ной Сибири, Газли в Средней Азии, Шебелинское на Украине, месторождения газового конденсата разрабатываются в Коми АССР (Вуктыльское), Оренбургской и Астраханской областях.

Динамика добычи природного газа в СССР приводится ниже (в млрд. м3):

1940 г. 1950 г. 1960 г.

3,3 5,8 45,3

1970 г. 1978 г.

198,0 372,3

Решениями XXVI съезда КПСС намечено довести объем добы­чи газа к 1985 г. до 600—640 млрд. м3.

Природные горючие газы извлекаются из земли через сеть скважин. Для их добычи обычно применяется фонтанный способ. Чтобы газ начал поступать на поверхность, достаточно открыть скважину, пробуренную в газоносном пласте. При свободном ис­течении газа нерационально расходуется энергия пласта, возмож­но разрушение скважины. Поэтому расход газа ограничивают, ус­танавливая на головке скважины местное сужение трубы. Разра­ботка газовой залежи продолжается 15—20 лет, за это время из­влекается 80—90 % запасов.

Природные горючие газы широко применяются как топливо на электростанциях, в металлургической, цементной и стекольной промышленности, при производстве строительных материалов и для коммунально-бытовых нужд. На базе природного газа орга­низовано производство аммиака, метилового спирта, ацетальде-гида, уксусной кислоты, ацетилена, этилена и пропилена.

§ 2. Краткие исторические сведения

Возникновение нефтеперерабатывающей промышленности,

Нефть и природный горючий газ были известны человеку несколь­ко тысяч лет назад. В трудах Геродота (V в. до н. э.), Плутар­ха, Плиния Старшего (I в. до н. э.) и других ученых приводится описание источников нефти, расположенных в Индии, Персии, Си­рии, на островах Средиземного моря. Плутарх, описывая походы Александра Македонского (IV в. до н. э.), сообщил об источни­ках нефти, обнаруженных на Амударье и на берегу Каспийского моря. Древнегреческому ученому Гиппократу (IV—V в. до н. э.) принадлежат рецепты многих лекарств, в состав которых входит нефть.

Как следует из старинных документов, нефть уже в древности начали применять как топливо и средство для освещения. Перво-

начально использовали жидкую нефть, самостоятельно изливав­шуюся на поверхность, а также асфальты и битумы, которые пред­ставляли собой продукты окисления и распада излившейся нефти.

Известно также, что в древности нефть применялась в воен­ном деле. Применялся, в частности, так называемый “греческий огонь” — горючая смесь нефти, серы и селитры, а войска Чингис­хана в XIII в. овладели крепостью Бухара, забрасывая ее горш­ками с нефтью и выпуская горящие стрелы, которые стали источ­ником обширных пожаров. Русские воины в боях с половецким ханом Кончаком употребляли, как свидетельствует летописец, стрелы с пучками тряпья, смоченными “земляной смолой” — нефтью.

В средние века началась добыча нефти из специально выры­тых для этой цели ям и колодцев. Наиболее крупным центром нефтяной добычи становится Апшеронский полуостров. Аравий­ский ученый и путешественник Абуль-Хасан Масуди в Х в., знаме­нитый итальянский путешественник Марко Поло в XIII в. посети­ли район Баку и описали здешние нефтяные источники. Как сле­дует из записей 'А. Масуди, в Баку добывали несколько видов нефти — белую, желтую, черную и синюю, добытую нефть в ко­жаных мешках вывозили на верблюдах в Персию, Индию, Сирию и другие страны.

Нефтяные колодцы имели глубину 10—20 м. Чтобы колодец был глубоким, его верхнюю часть делали более широкой. Извест­ны и более глубокие колодцы. Так, в районе поселка Балаханы был обнаружен колодец глубиной около 60 м. О масштабе коло­дезной добычи нефти в Баку позволяют судить данные немецкого естествоиспытателя Э. Кемпфера, который подсчитал, что в 1683 г. в Баку было добыто около 13 тыс. т нефти.

Многие сотни лет известны людям месторождения горючих га­зов. Факелы горючих газов на Апшеронском полуострове и в Да­гестане служили маяками для судов, плававших по Каспийскому морю. Описаны выделения горючих газов в Северной Америке, на островах Малайского архипелага, в Индии и т. д.

Спрос на нефть как средство для отопления и освещения возра­стал. Удовлетворить растущие потребности с помощью колодез­ной добычи становилось невозможным, поскольку рыть колодцы глубиной более 50 м было сложно и к тому же при углублении колодцев возрастали трудности, связанные с выделением газов.

На смену нефтяным колодцам пришли нефтяные скважины. В России первые скважины были построены в районе Баку, на Кубани и возле Ухты. Со временем скважины становились все более глубокими. Оказалось, что из глубоко расположенных неф­теносных пластов можно добыть гораздо больше нефти, чем из слоев, раеположенных возле земной поверхности.

Первоначально для бурения скважин использовали примитив­ные станки с ручным приводом. Острым металлическим долотом ударяли по забою, т. е. по дну скважины для разрушения породы. После очистки забоя скважины от породы к тросу станка дривя-

и полужидкую консистенцию; выделенные же из гудронов пред­ставляют собой почти твердые, но обладающие значительной пла­стичностью вещества (с мол. массой от 500 до 1200). Относитель­ная плотность от 0,99 до 1,08. Содержание гетероатомов (О, S, N) колеблется от 3 до 12%.

Смолы обладают сильной красящей способностью. Темная ок­раска дистиллятов, как и сырой нефти, обусловлена в основном присутствием в них нейтральных смол. Характерная особенность нейтральных смол — их способность уплотняться в асфальтены под воздействием таких факторов, как нагревание, обработка ад­сорбентами или серной кислотой. Особенно легко этот процесс протекает при нагревании и одновременном продувании воздуха.

Асфальтены — это наиболее высокомолекулярные гетеро-органические соединения нефти. По внешнему виду асфальтены — порошкообразные вещества бурого или черного цвета. Относи­тельная плотность их выше единицы; мол. масса вколо 2000. По элементному составу асфальтены отличаются от нейтральных смол меньшим содержанием водорода (на 1—2%) и соответственно большим содержанием углерода и гетероатомов. Асфальтены рас­творяются в бензоле, сероуглероде, хлороформе, четыреххлори­стом углероде, в высокомолекулярных ароматических углеводо­родах и смолах, но не растворяются в легком бензине, спирте и этиловом эфире. Асфальтены являются лиофильными коллоидами по отношению к бензолу, смолам и т. п. и лиофобными по отно­шению к легкому бензину и спирту. Поэтому они хорошо раст­воряются с набуханием в веществах первой группы и осаждаются из растворов веществами второй группы. Из этого следует, что ас­фальтены в нефтях находятся в виде коллоидных систем.

При нагревании асфальтены размягчаются, но не плавятся. При температурах выше 300 °С они образуют кокс и газ. Под воз­действием серной кислоты, при нагревании гудронов с продувкой воздуха или в присутствии серы асфальтены способны уплотнять­ся в еще более высокомолекулярные вещества, обогащенные угле­родом и кислородом,— карбены.

Резюмируя имеющиеся сведения о смолисто-асфальтеновых ве­ществах нефти, можно сказать, что как нейтральные смолы, так и асфальтены представляют собой очень сложные смеси высокомо­лекулярных гетероатомных соединений. Они различаются между собой (и порой весьма значительно) по молекулярной массе, эле­ментному составу и степени ненасыщенности. В общей формуле (без гетероатомов) СпН2п-ж значение х в нейтральных смолах колеблется в пределах 10—34, а для асфальтенов может дости­гать 100—120.

Все смолистые вещества, и особенно асфальтены, карбены и карбоиды, весьма отрицательно влияют на качество смазочных масел. Они ухудшают цвет масла, увеличивают нагарообразование, понижают смазывающую способность и т. д. Поэтому при очистке масляных дистиллятов одна из главных задач—удаление смоли­сто-асфальтеновых веществ. Наряду с этим смолистые вещества

бладают рядом ценных технических свойств и, входя в состав „ефтяных битумов, придают им качества, позволяющие широко Использовать остаточные продукты для разнообразного примене­ния в народном хозяйстве. Главные направления их использова­ния: дорожные покрытия, гидроизоляционные материалы в Строительном деле, производство кровельных изделий.

|{ 9. ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

| Плотность. Для характеристики нефтей и нефтепродуктов при­меняют как абсолютную плотность, так и относительную. Относи-

Кельная плотность — безразмерная величина, равная отношению 1ассы нефтепродукта к массе чистой воды при 4 "С, взятой в том |же объеме, что и нефтепродукт. В СССР в ГОСТах на нефтепро-|дукты указывается относительная плотность, измеренная для неф­тепродукта при 20 °С и обозначаемая pj°.

I?? В среднем относительная плотность нефтей колеблется от 0,82 |до 0,90, однако есть нефти и значительно более легкие — 0,720 и Цйолее тяжелые — 0,959. Плотность нефтей и нефтепродуктов — ||средняя плотность всех компонентов, входящих в нефть или в

^нефтепродукт.

, При повышении температурных пределов выкипания нефтепро­дуктов их плотность увеличивается.

Ниже приводится относительная плотность некоторых нефтей и полученных из них фракций:

Нефть

Фракции, °С 62-105 105—120 120—240 240—350 350 (мазут) 500 (гудрон)

Усть-балык-ская

0,8704

0,7080 0,7320 0,7756 0,8417 0,9508 0,9864

Сургут-ская

0,8922

0,6908 0,7256 0,7750 0,8298 0,9545 0,9824

Самотлорская 0,8426

0,7078 0,7300 0,7917 0,8587 0,9355 0,9959

Советская 0,8400

0,6943 0,7292 0,7935 0,8564 0,9482 1,0022

В среднем обычно относительная плотность бензина составляет 0,750, керосина—0,800, дизельного топлива — 0,85, мазута—0,95, масел — 0,880 — 0,930.

При одинаковых пределах выкипания большую плотность име­ют те нефтепродукты, которые содержат больше аренов.

Плотность жидких нефтепродуктов зависит от температуры и понижается при их нагреве. Зная плотность нефтепродукта при 20 °С, можно рассчитать плотность при температуре t по фор­муле:

(.i^^-yd-W)

:? • где у — коэффициент объемного расширения (приводится в справочной литера­туре),

двигателей с температурой начала кристаллизации не выше —55 °С, дизельные топлива, индустриальные базовые масла. В парафиновых нефтях вида 2 содержится от 1,51 до 6,0 % па­рафина, из этих нефтей без депарафинизации получают реактив­ное и летнее дизельное топлива. Нефть вида 3 называется высо­копарафиновой и содержит более 6 % парафина.

Используя классификацию, можно составить шифр для любой промышленной нефти. Ниже приводятся шифры по технологиче­ской классификации некоторых отечественных нефтей: туймазин-

ская — 2.2.3.3.2; усинская -— 2.2.3.2.3; узеньская—1.3.3.1.3; самот-лорская — 2.1.3.1.2.

Нефтепродукты

В результате переработки нефти получают свыше 600 различ­ных нефтепродуктов. Продукты переработки нефти можно разде­лить на следующие основные группы, отличающиеся по составу, свойствам и областям применения: 1 — жидкие топлива; II — неф­тяные масла; III—пластичные смазки; IV—парафины и церези­ны; V—битумы; VI—технический углерод (сажа); VII—нефтя­ной кокс; VIII—присадки к топливам и маслам; IX—аромати­ческие углеводороды; Х — прочие нефтепродукты различного назначения.

I. Жидкие топлива. В эту группу входят: 1) карбюраторные топлива (бензины) для авиационных и автомобильных двигате­лей; 2) реактивные, 3) дизельные, 4) газотурбинные, 5) печные,

6) котельные топлива, 7) сжиженные газы коммунально-бытового назначения.

Авиационные бензины представляют собой смесь бен­зиновых фракций прямой гонки, каталитического крекинга и ри-форминга, алкилата и других компонентов с добавкой антидето­национных и антиокислительных присадок. Выпускаются следую­щие марки: Б-100/130, Б-95/130, Б-91/115, Б-70. В числителе— октановое число, в знаменателе — сортность на богатой смеси.

Автомобильные бензины—смеси бензиновых фрак­ций прямой гонки, термического и каталитического крекинга, ка­талитического риформинга, алкилата, изомеризата, рафинатов от экстракционного выделения бензола и толуола. Их маркировка:

А-72, А-76, АИ-93, АИ-98. Для первых двух бензинов цифры обо­значают октановое число по моторному методу, а для осталь­ных — по исследовательскому. Бензин А-72 выпускается без анти­детонационных присадок, а остальные — как с добавкой этих присадок, так и без добавки. Присадки вводятся из расчета 0,24—0,50 г свинца на 1 кг бензина.

Топливо для авиационных воздушно-реак­тивных двигателей (реактивные топлива, авиакеросины) получают в основном прямой перегонкой нефти. Выпускаются топлива для летательных аппаратов с дозвуковой скоростью по­лета (Т-1, ТС-1, РТ, Т-2) и топлива для самолетов со сверхзву-

“овой скоростью. Различные марки топлива отличаются друг от друга по фракционному составу, содержанию общей и меркапта-новой серы. Температура начала кристаллизации для большинст­ва авиакеросинов должна быть не выше —60 °С.

Дизельное топливо предназначено для использования в двигателях с зажиганием от сжатия, оно приготавливается из газойлевых фракций прямой перегонки и вторичных процессов переработки. Выпускается два сорта дизельного топлива:

1) топливо для быстроходных дизельных и газотурбинных двигателей наземной и судовой техники (марки Л — летнее, 3 — зимнее, А—арктическое); различие между марками—по темпе­ратуре застывания и содержанию серы;

2) топливо для среднеоборотных и малооборотных дизелей (марки ДТ и ДМ); различие между марками—по вязкости и температуре застывания.

Газотурбинные топлива используются в газовых турбинах, установленных на речных и морских судах, стационар­ных и передвижных электростанциях. Его получают из дистилля­тов коксования, термического крекинга, прямой перегонки. В газо­турбинных топливах нормируются вязкость при 50 °С (не более 3°ВУ), зольность (не более 0,01 %), температура вспышки, со­держание ванадия, натрия, калия, кальция.

Печные топлива предназначаются для сжигания в спе­циальных печах бытового назначения. Их изготавливают из ди-стиллятных фракций прямой перегонки нефти и вторичных про­цессов. В них нормируются фракционный состав, вязкость, зольность, температуры вспышки (не ниже 42 °С) и застывания (не выше 15 °С).

Котельные топлива состоят из продуктов прямой пе­регонки нефти, газойлевых и остаточных фракций, полученных при вторичных процессах нефтепереработки, отходов от перера­ботки масел (экстрактов, асфальтов). Выпускают три <;орта ко­тельных топлив—мазуты флотские (Ф-5, Ф-12), мазуты топоч­ные (марки 40 и 100), мазуты для мартеновских печей (МП и МПС). Они различаются условной вязкостью (от 5°ВУ при 40 °С до 16°ВУ- при 80 °С), температурой застывания (от —5°С до 25 °С) и вспышки.

Сжиженные газы коммунальн о-б ытового наз­начения выпускаются на базе головок стабилизации полу­ченных при первичной перегонке, каталитическом риформинге и ка­талитическом крекинге. Имеется три марки, различающиеся содер­жанием пропана, и бутана: СПБТЗ — смесь пропана и бутана техническая зимняя; СПБТЛ—то же, летняя; БТ—бутан техни­ческий. В этих продуктах нормируются массовая доля меркапта-новой серы и сероводорода (не более 0,015 %), давление насыщен­ных паров, содержание легких (метана и этана) компонентов.

II. Нефтяные масла. В эту вторую основную группу включены жидкие дистиллятные и остаточные нефтепродукты различной вязкости и степени очистки, предназначенные для обеспечения

Материальный баланс установки при переработке фракции н. к.— 180 °С ромашкинской (I) и самотлорской (11) нефтей (в %)

Поступило \ п

Бензиновая фракция н. к. — 100,0 100,0 180 °С

Получено

Фракции

н.к.—62"С 10,6 21,9 62—85 °С 14,4 12,9 85—105°С 15,6 12,5 105—140 °С 24,8 23,8 140—180 °С 33,9 28,2

Потери 0,7 0,7

Итого 100,0 100,0

Вторичная перегонка масляных фракций

В состав комплексов по производству масел входят ваку^ ные установки вторичной перегонки. На этих установках широк фракция, прошедшая несколько ступеней очистки (см. гл. X), ,1 лится на два или три компонента более узкого состава. Из эт" фракций путем смешения получают затем масла специальных ее тов. Существуют также установки вакуумной перегонки гач| на которых промежуточный продукт производства парафинов.1 гач (см. гл. XI) также делится на узкие фракции, используем^ затем при производстве парафинов. ;

Вакуумные установки вторичной перегонки масел и гачей и” ют вакуумную колонну, печь, теплообменники и насосы.