Состав нефти и классификация (стр. 2 из 4)

По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе различных нефтей и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различна. Например, более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая – на большее содержание парафиновых УВ. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество.

При характеристики плотности отдельных фракций нефти следует прежде всего отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения. Однако это положение, справедливое для большей части случаев, имеет исключения.

Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу. Вследствие этого этот показатель имеет особое значение при проведении операций купле-продажи между поставщиком и покупателем для определения количества продукта на всем пути следования нефти и нефтепродуктов от добычи до переработки и от переработки до потребителей. В качестве примера можно привести объемно-массовый метод, используемый для определения массы брутто нефти [4].

Его применение сводится к измерению объема

и плотности продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению):

, (3.1)

где

- масса брутто продукта, т;

- объем продукта, м³;
- плотность продукта, приведенная к условиям измерения, т/ м³.

Количество нефти и нефтепродуктов определяют согласно ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения массы».

Согласно ГОСТ 3900 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.», для измерения плотности нефти применяются ареометры, пикнометры и плотнометры.

Точность ареометрического метода выражается следующими показателями:

Сходимость – два результата измерений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0005 г/см³ для прозрачных продукто; 0.0006 г/см³ – для темных и непрозрачных продуктов.

Воспроизводимость – два результата испытаний, полученные в двух лабораториях, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0012 г/см³ для прозрачных продукто; 0.0015 г/см³ – для темных и непрозрачных продуктов.

Точность пикнометрического метода регламентируется одинаковыми нормами сходимости и воспроизводимости результатов измерений: расхождение двух результатов с 95%-ной доверительной вероятностью не должно превышать 0.0006 г/см³.

Фракционный состав

Важнейшим показателем качества нефти является фракционный состав.

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части - фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.

Промышленная перегонка нефти основывается на схемах с так называемым однократным испарением и дальнейшей ректификацией.

Фракции, выкипающие до 350^оС, отбирают при давлении несколько превышающим атмосферное, называют светлыми дистиллятами(фракциями). Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. В оснавном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: 140^оС (начало кипения) - бензиновая фракция, 140-180^оС - лигроиновая фракция(тяжелая нафта), 140-220^оС (180-240^оС ) - керосиновая фракция, 180-350^оС (220-350^оС, 240-350^оС) - дизельная фракция (легкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят).

Фракция, выкипающая выше 350^оС является остатком после отбора светлых дистиллятов и называетсф мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом и в зависимости от дальнейшего направления переработки нефти получают следующие фракции: для получения топлив - 350-500^оС вакуумный газойль (дистиллят), >500^оС вакуумный остаток (гудрон); для получения масел - 300-400^оС (350-420^оС) легкая масленная фракция (трансформаторный дистиллят), 400-450^оС (420-490^оС) средняя масленная фракция (машинный дистиллят), 450-490^оС тяжелая масленная фракция (цилиндровый дистиллят), >490^оС гудрон. Мазут и полученные из него фракции - темные.

Таким образом фракционирование – это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие.

Продукты, получаемые как при первичной, так и при вторичной переработки нефти, относят к светлым, если они выкипают до 350^оС, и к темным, если пределы выкипания 350^оС и выше.

Нефти различных месторождений заметно отличаются по фракционному составу, содержанию светлых и темных фракций.

В технических условиях на нефть и нефтепродукты нормируются:

• температура начала кипения;
• температура, при которой отгоняется 10,50,90 и 97.5% от загрузки, а также остаток в процентах;
• иногда лимитируется температура конца кипения.

Информация о точности определения фракционного состава различными методами содержится в [6,7].

Содержание воды

При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей.

В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживания нефти.

Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям. При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам, потому что увеличивается вязкость нефти, образующей с водой эмульсию. После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды.

Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряются легкие фракции и она загрязняется механическими примесями. Такие нефти получили название «амбарные нефти». Они высокообводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей, трудно обезвоживаются.

Содержание воды в нефти является самой весомой поправкой при вычислении массы нетто нефти по массе брутто. Этот показатель качества, наряду с механическими примесями и хлористыми солями, входит в уравнение для определения массы балласта.

Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры.

Имеющаяся в карбюраторном и дизельном топливе, вода снижает их теплотворную способность, засоряет и вызывает закупорку распыляющих форсунок.

При уменьшении температуры кристаллики льда засоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатации авиационных двигателей.

Содержание воды в масле усиливает ее склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.

Следовательно, вода оказывает негативное влияние как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.

Точность метода определения содержания воды по ГОСТ 2477-65:

Сходимость – два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:

0.1 см³ – при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см³;

0.1 см³ или 2% от стеднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды более 1.0 см³.

Воспроизводимость – два результата испытаний, полученные в двух разных лабораториях ( с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:

0.1 см³ – при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см³;

0.2 см³ или 10% от среднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величин больше) – при объеме воды свыше 1.0 см³ до 10 см³;

5% от величины среднего результата – при объеме воды более 10 см³.

Согласно ГОСТ 2477-65 массовая доля воды должна составлять не более чем 0.5%–1% в зависимости от степени подготовки нефтей.

Содержание механических примесей

Присутствие мехпримесей объясняется условиями залегания нефтей и способами их добычи.

Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефтей примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.

В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.