- •§ 2. Краткие исторические сведения
- •Глава VI термические процессы переработки нефти
- •§ 34. Общие сведения о вторичных процессах переработки нефт термические процессы
- •1Ава VII
- •44. Основные представления о катализе и свойствах катализаторов
- •47. Зависимость выходов продуктов крекинга от (ературы:
- •§ 47. Установка каталитического крекинга с шариковым катализатором
- •§ 48. Установка каталитического крекинга с пылевидным катализатором
- •If. Технологическая схема установки с кипящим слоем микросферического катализа-
- •Глава 16 Технология нефти
- •§ 1. Важнейшие нефтепродукты
- •§ 2. Первичная переработка нефти
- •2. Переработка №ефти
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
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
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
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.