Основные теории происхождения нефти

Содержание

Раздел I Общие сведения о нефти и ее переработке

• Общие сведения о нефти..............................................................................2

• Классификации нефтей ………………………………………………….. 3

• Состав нефти……………………………………………………………..5-9

• Физико-химические свойства нефтепродуктов……………………..10-16

• Тепловые свойства нефтепродуктов……………………………...….17-18

• Высокотемпературные свойства нефтепродуктов…………………..19-20

• Низкотемпературные свойства нефтепродуктов…………………….…21

• Электрические свойства нефти…………………………………………..22

• Оптические свойства нефти………………………………………...……23

• Антидетонационные свойства нефтепродуктов………………………...24

• Бензины…………………………………………………………………....25

• Реактивные топлива……………………………………………………....26

• Производство топлива для реактивных двигателей марки
ТС-1 с присадками ………………………………………..................27-32

• Производство дизельного топлива…….……………………………..33-34

• Направления переработки нефти…………………………………….….34

• Подготовка нефти к переработке………………………………...…..35-38

Раздел II Технологические установки переработки нефти

• Технологическая установка ЭЛОУ АВТ…………………………….39-51

• Технологическая установка гидроочистки…………………………..51-57

• Технологическая установка каталитического риформинга ……..…57-64

• Технологическая установка бензольного риформинга……………..64-70

• Технологическая установка суммарных ксилолов …………………….71

• Технологическая установка орта-параксилолов…………………….72-90

• Технологическая установка ГФУ…………………………………….91-93

• Технологическая установка “Парекс”………………………………..94-97

• Технологическая установка УПСК……………………………....…98-100

• Технологическая установка элементарной серы………………....100-103

• Технологическая установка производства нефтяных битумов….104-108

• Схема перегонки нефти с однократным испарением…………….108-109

• Схема перегонки нефти с двукратным испарением……………...109-110

• Комплекс глубокой переработки мазута………………………….110-111

• Получение линейных алкилбензолов (ЛАБ) и алкилбензолсульфонатов (ЛАБС)…………………….………………………………………...112-116

• Очистные сооружения……………………………………………...116-118

• Старые очистные сооружения (механическая очистка)…….........118-123

 

Раздел I

Основные теории происхождения нефти

Происхождение нефти имеет несколько теорий, каждая из которых имеет право на существование. У каждой есть множество известных приверженцев и достаточное число научных трудов и обоснований.

Как образовалась нефть

Современная мировая экономика не может обойтись без нефти. Именно поэтому ее все чаще сравнивают с золотом. Спрос на этот энергоресурс возрастает с каждым днем, позволяя компаниям, занимающимся добычей углеводородов, получать солидные прибыли. Каково же происхождение нефти? Почему одни страны богаты этим ресурсом, а другие страдают от его недостатка?

Для того, чтобы понять, как образуется этот ресурс, важно разобрать его состав. Нефть состоит из:

-Метановых, парафиновых, нафтеновых и других углеводородов

-Смолистых веществ и асфальтенов.

-Серосодержащих веществ.

-Азотистых и кислородных соединений.

-Меньше 1% составляют тяжелые металлы.

Откуда взялась нефть на нашей планете? Проанализировав состав этого вещества ученые разработали несколько теорий происхождения нефти. Причем каждая из них имеет многочисленное число сторонников и ярых противников остальных теорий. Наиболее популярные гипотезы происхождения нефти:

-Биогенная

-Неорганическая

-Космическая

Современные теории происхождения нефти появились в начале XIX века и лишь в XX столетии приобрели более научный вид. Но, о том, как образуются углеводороды в недрах земли, спорят и по сей день. На данный момент ученые не пришли к единому мнению на этот счет. Поэтому точного ответа на вопрос, откуда берется это вещество под землей, вам никто не даст.

Другие версии

Периодически появляются новые версии образования «черного золота». Она предлагает в качестве источника этой жидкости рассеяное органическое вещество, содержащееся в осадочных породах.

Сегодня популярна альтернативная теория происхождения нефти, разработанная российскими учеными из Института проблем нефти и газа РАН. Специалисты сформулировали свою теорию, основываясь на круговороте углерода и воды в природе. Дождевая вода содержит углерод в виде гидрокарбоната. Она попадает в землю и приобретает форму для дальнейшего формирования нефти, которая формируется и попадает в природные резервуары, называемыми осадочными бассейнами.

Согласно этой гипотезе, таким образом формируется 90% нефти и только 10% ее было получено в результате разложения органических останков животных и растений.

Как и в случае с абиогенной теорией, скорость восстановления нефтяных запасов происходит не тысячелетиями, а всего лишь, десятками лет. При этом, основоположники этой теории считают, что чем интенсивнее человек будет перерабатывать углеводороды, тем быстрее они будут попадать обратно в землю и образовывать новые нефтяные массы.

Общие сведения о нефти

Нефть представляет собой маслянистую жидкость от светло-желтого до коричнево-бурого и даже черного цвета, обычно легко-текучую, реже малоподвижную. Иногда встречаются твёрдые нефти.

Основными химическими элементами, составляющими нефть являются: углерод (С), водород (Н), содержащиеся в разных нефтях в количествах 80-87% (углерод) и 11-15% (водород) от процентной массы нефти. Оставшуюся долю составляют –сера (S), азот (N), кислород (O) и металлы (ванадий, никель, железо, кальций, натрий, калий, медь и другие), находящиеся в нефти в виде сернистых, азотистых, кислородосодержащих и металлоорганических соединений.

Таким образом, по-своему составу нефть представляет собой очень сложную смесь органических веществ, преимущественно жидких, в соединении которой растворены твердые органические соединения и сопутствующие нефти газообразные углеводороды (попутный газ).

Углеводороды, то есть - органические вещества, состоящие только из углерода и водорода, являются основной частью нефтей. Следует отметить, что в нефтях, за редким исключением отсутствуют ненасыщенные углеводороды, относящиеся к классу непредельных (алканы и алфены).

В углеводородный состав нефтей входят алканы (парафины), циклоалканы (циклопарафины) и арены (ароматические углеводороды). Относительное содержание этих групп углеводородов в различных частях нефти, различны. Присутствие той или иной группы в нефти придает ей определенные свойства, что определяет направления и комплекс процессов её переработки, а также качество и область использования, получаемых из неё нефтепродуктов.

Классификации нефти

Научная классификация

• Метановые–насыщенные бензином, керосином и парафином, с содержанием парафиновых углеводородов в них не менее 60%.

• Нафтеновые –содержание нафтеновых углеводородов не менее 60%.

• Ароматические –содержание ароматических углеводородов свыше 60%.

• Метанонафтеновые

• Метанонафтеноароматические

• Метаноароматические

Состав нефти

Нефть состоит из углеводородов –алканов, циклоалканов, аренов и гетероатомных соединений (серосодержащих, кислородосодержащих, металлосодержащих, азотосодержащих соединений).

Алканы

Алканы - это такие соединения углерода с водородом, в молекулах которых атом углерода затрачивает на соединение с любым соседним атомом углерода не более одной валентности, причем все свободные валентности насыщены водородом.        

C_nH_2n+2 - химическая формула

Поэтому алканы называют насыщенные предельные углеводороды.

В обычных условиях алканы мало реакционноспособны - оттуда возникло еще одно их название парафины.

Циклоалканы

Циклоалканы (нафтены) - это соединения, имеющие циклическое строение, в которых каждый атом углерода соединен с соседним атомом углерода связью.

C_nH_2n –химическая фориула

Физические свойства циклоалканов закономерно изменяются с ростом их молекулярной массы. Пpи ноpмальных условиях циклопpопан и циклобутан –газы, циклоалканы С₅ –С₁₆ –жидкости, начиная с С₁₇, –твердые вещества. Температуры кипения циклоалканов выше, чем у соответвующих алканов. Это связано с более плотной упаковкой и более сильными межмолекулярными взаимодействиями циклических структур.

Физические свойства некоторых циклоалканов приведены в таблице.

Соединение	t°пл., °С	t°кип., °С	d 420
Циклопропан	-126,9	-33	0,6881
Метилциклопропан	-177,2	0,7	0,69122
Циклобутан	- 80	13	0,7038
Метилциклобутан	-149,3	36,8	0,6931
Циклопентан	- 94,4	49,3	0,7460
Метилциклопентан	-142,2	71,9	0,7488
Циклогексан	6,5	80,7	0,7781
1 При температуре кипения. 2 При -20,0°С.

Массовое содержание циклоалканов в нефтях от 25% до 75%. Циклоалканы присутствуют во всех фракциях нефти, их содержание увеличивается по увеличению массы фракции. И только в наиболее высококипящих фракциях, оно уменьшается за счет увеличения содержания ароматических структур.Циклоалканы представлены в нефтях производными циклопентана и циклопропана.
      По сравнению с легкими фракциями в среднедистеллятных фракциях происходит усложнение химического строения нафтеновых углеводородов. По пути увеличивается число циклов в молекуле и усложняется структура. В тяжелых нефтях встречается 3, 4, 5, 6 кольчатые нафтены с более тяжелой структурой.

При переработке нефти циклоалканы попадают в основном в керосиновые фракции, в бензин чуть-чуть, при реформировании нафтены превращаются в ароматические углеводороды.

Арены

Арены (ароматические углеводороды)–это циклические углеводороды, в молекулах которых присутствует специфическая группа атомов –бензольное кольцо, представляющее собой наличие в каждом цикле трех двойных связей.

C_nH_2n-6 (n ≥ 6 )–химическая формула

Гомологи бензола (C_nH_2n-6) можно рассматривать как производные бензола, в котором один или несколько атомов водорода замещены различными углеводородными радикалами. Например:

С₆H₅-CH₃ (С₇H₈) - метилбензол или толуол;

С₆H₄-(CH₃)₂ ( С₈H₁₀) - диметилбензол или ксилол;

С₆H₅-C₂H₅ ( С₈H₁₀) - этилбензол и т.д.

 

Содержание ароматических углеводородов в нефтях колеблется в пределах от 15% до 50%.

Арены представлены в нефтях в виде гомологов бензола, реже в виде бициклических и трициклических ароматических углеводородов.

В бензиновых фракциях –гомологи бензола;

В среднедистиллятных –бициклические ароматические углеводороды;

В высококипящих –гибридные (смешанные) структуры, в них ароматические кольца с парафиновыми цепями.

 

- Метилбензол или толуол (C₇H₈)

- Диметилбензол или ксилол (C₈H₁₀)

 

- Этилбензол (С₈H₁₀)

 

Бензол и его ближайшие гомологи –бесцветные жидкие вещества (табл. 7.3.1), нерастворимые в воде, но хорошо растворяющиеся во многих органических жидкостях. Легче воды. Огнеопасны. Бензол токсичен (вызывает заболевание крови –лейкемию).

Плотность

Это один из важнейших и широко употребляемых показателей качества нефтей и нефтепродуктов.

Абсолютная плотность–масса вещества находящаяся в единице объема. В системе СИ она имеет размерность кг/м³.

В практике нефтяного дела определяют относительную плотность P (T₂ к T₁) - это безразмерная величина, показывающая отношение плотности нефтепродукта при температуре T₂ к плотности дистиллированной воды при температуре T₁.

Стандартные температуры приняты для воды - T₁=4⁰C, для нефтепродукта – T₂=20⁰C.

В ряде стран для воды и нефтепродукта стандартной является температура T₁=T₂=15,5⁰C.

При определении плотности (T₁=4⁰C и T₂=20⁰C) численные значения абсолютной и относительной плотностей совпадают, поскольку плотность воды при 4⁰C=1 (единице).

Плотность нефтепродуктов возрастает с увеличением их молекулярной массы (температуры кипения) и уменьшается для одного и того же нефтепродукта (или нефти) с повышением его температуры. Для определения плотности нефтей и нефтепродуктов при температуре t пользуются линейным законом Д.И. Меделеева по формуле:

                     P^t₄ = P²⁰₄ – a(t-20),

Где P^t₄ –относительная плотность при температуре t, ⁰С;

         P²⁰₄- то же при стандартной температуре, 20⁰С;

a –поправка на изменение плотности при изменении температуры на 1⁰С.

Поправку используют так же при расчёте P²⁰₄ в P^15,5_15,5

 

              P^15,5_15,5 = P²⁰₄ + 5a

Если смешение нескольких нефтепродуктов не приводит к расширению или сжатию объёма смеси по сравнению с суммой объёмов исходных компонентов, то среднюю плотность находят по правилу смешения:

Р_ср. =Р₁ V₁+ V₂+…+ Р_n V_n,

Где      Р₁, Р₂, Р_n –относительные плотности компонентов смеси, определённые при одной и той же температуре;

V₁, V_2,V_n –соответственно их объёмы при той же температуре.

Плотность жидких нефтепродуктов в заводской практике измеряют прибором, называемым ареометром (нефтеденсиметром).

Он дает точность измерения до 0,001. Высоковязкие нефтепродукты измеряют методом разбавления керосином. Зная плотность керосина легко вычислить плотность смеси из высоковязкого нефтепродукта.

Плотность возрастает при одинаковых условиях и при равном числе атомов углерода в молекуле, в ряду: Парафины –Нафтены –Арены.

Величину обратную плотности (1/P, м³/кг) называют удельным объем и используют при расчете количества нефти и нефтепродуктов в резервуарах, при транспортировке.

На величину плотности нефти влияют много факторов. Главное из них –содержание растворённых газов и смол, фракционный, а для дистиллятов также и химический состав.

Плотность жидкостей определяют с помощью ареометров и пикнометров.

Плотность газа при стандартных условиях P_г (кг/нм³) может быть вычислена по формуле: P_{г =} М/22,4

Где М –молекулярная масса газа, кг/кмоль; 22,4 –объём 1 кмоля газа при стандартных условиях, нм³.

Для газообразных продуктов за стандартные условия приняты давление 0,101 МПа (760 мм.рт.ст.) и температура 273 К⁰ (0⁰С)

Нефтепродукт	Плотность
Бензин	Не более 770
Реактивное топливо	Не менее 780
Дизельное топливо (летнее)	Не более 860
Дизельное топливо (зимнее)	Не более 840
Мазут	Не более 955
Вакуумный газойль	870-950
Гудрон	970-990

Характеризующий фактор

Это условный параметр, представляющий собой функцию плотности и средней молярной температуры кипения нефтепродукта (Т_ср.м., К), отражающий его химическую природу:

Где К - характеризующий фактор; Т_{ср.м. –}средняя малярнаятемпература кипения нефтепродукта, К; –относительная плотность воды и нефтепродукта при температуре 15⁰С.

Под средней молярной температурой кипения нефтепродукта (Т_ср.м., К) понимают среднюю температуру между началом и концом кипения фракции.

Средние значения характеризующего фактора для некоторых нефтепродуктов:

Парафиновые нефтепродукты…………………………12,5-13,0

Нафтеноароматические………………………………...10-11

Ароматизированные…………………………………….10

Продукты крекинга………………………………………10-11

Значения характеризующего фактора применяются обычно для последующего расчёта молекулярной массы узких нефтяных фракций.

Молекулярная масса

Нефть и нефтепродукты представляют собой смеси индивидуальных углеводородов и других соединений, поэтому они характеризуются средней молекулярной массой. Средняя молекулярная масса многих нефтей 250-300 кг/кмоль. Первый представитель жидких углеводородов –пентан С₅ Н₁₂–имеет молярную массу 72кг/кмоль. У более высокомолекулярных гетероатомных соединений нефти и её высоковязких фракций масса составляет 1200 - 2000 кг/кмоль. Молекулярная масса тем больше, чем выше средняя температура кипения фракции.

Молекулярные массы фракций с одинаковыми пределами кипения, но выделенные из разных нефтей, близки между собой. Поэтому можно пользоваться экспериментальными данными по таблице:

фракция	Мср.	фракция	Мср.	фракция	Мср.	фракция	Мср.
50-100	90	200-250	155	350-400	250	500-550	412
100-150	110	250-300	187	400-450	305	550-600	480
150-200	130	300-350	220	450-500	350

 

Молекулярную массу можно рассчитать по формуле Б.П.Воинова:

М_ср.= 60+0,3Т_ср.м.+0,001Т²_ср.м.

Где М_ср –молекулярная масса фракции; Т_ср.м. –средняя молекулярная температура кипения светлых нефтяных дистиллятов, определяемая экспериментально и по специальным графикам, К.

В расчетной практике молекулярную массу часто определяют по эмпирическим формулам. Наибольшее применение нашла формула Б. П. Воинова:

М_ср.= 7К–21,5+(0,76-0,04К)Т_ср.м.+(0,00245)Т²_ср.м.

Где М_ср.- молекулярная масса фракции; Т_ср.м. –средняя молекулярная температура кипения нефтяных дистиллятов, К; К –характеризующий фактор.

Наиболее распространенной эмпирической формулой для определения среднего значения молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции, является зависимость Б.П. Воинова: Мср. = а + dtср. + ct 2ср.

Где a, b, c - постоянные, различные для каждого класса углеводородов, tср - средняя температура кипения нефтепродуктов, определяемая по соответствующим графикам.

Например, для парафиновых углеводородов эта формула будет иметь вид:

 

 

Данная формула применима и для узких бензиновых фракций.

Пример 1. Средняя температура кипения фракции 120 °С. Ее молекулярная масса равна

 

Формулу Б.М. Воинова уточнил А.С. Эйгенсон, введя характеризующий фактор K.

С введением характеризующего фактора формула принимает вид

 

 

Формулой можно пользоваться для определения молекулярной массы фракций, выкипающих до 350 °С (точность ±2 ÷ 3%).

Молекулярную массу тяжелых фракций можно определить в зависимости от вязкости при 50 и 100 °С.

Пример 2. Определить молекулярную массу нефтепродукта с пределами кипения 82 – 110 °С, плотностью Содержание узких фракций в этом продукте следующее (в мол.долях): (Hb – 90 °C) – 0,21; (90 – 95 °C) – 0,10; (95 – 100 °C) – 0,35; (100 – 105 °C) – 0,11.

Решение. Определяем среднюю температуру кипения каждой узкой фракции в °С

 

Подставляя полученные данные в формулу, получаем

Определяем значение

 

Молекулярная масса является свойством аддитивным.

Среднюю молекулярную массу смеси можно определить, зная мольную долю и молекулярную массу каждого компонента смеси:

 

 

где –содержание компонентов в смеси, мол.доли; –молекулярная масса компонента смеси.

Молекулярную массу смеси нескольких нефтяных фракций можно определить по формуле

 

или

 

где m₁, m₂, … m_n –масса компонентов смеси, кг; М_1, М₂, …, М_n –молекулярная масса компонентов смеси; - % масс.компонента.

Молекулярную массу нефтепродукта можно определить также по формуле Крэга

 

 

пример 3. Определить среднюю молекулярную массу смеси бензола с изооктаном, если мольная доля бензола составляет 0,51, изооктана 0,49.

 

 

Решение. Молекулярная масса бензола 78, изооктана 114. Подставляя эти значения в формулу, получаем

 

Пример 4. Смесь состоит из 1500 кг бензола и 2500 кг н-октана. Определить среднюю молекулярную массу смеси.

Решение. Используя формулу

 

Расчет мольного объёма

В практических расчетах при определении размеров реакторов, испарительных и ректификационных колонн необходимо знать мольный объем жидких нефтепродуктов или их паров.

Мольный объем жидкостей V' (м³) вычисляют по формуле:

Объем паров можно определить из уравнения Клапейрона:

 

Вязкость

Вязкость - один из важнейших показателей качества нефтепродукта. Вязкость характеризует прокачиваемость топлива в двигателе внутреннего сгорания, поведение смазочных масел в механизме.

Вязкость (или внутреннее трение) –это свойство вещества сопротивляться перемещению его частиц под действием внешних сил.

Различают:

• Динамическую вязкость

• Кинематическую вязкость

• Условную вязкость

Динамическая вязкость (η)–это отношение действующего касательного напряжения к градиенту скорости при заданной температуре. Единица измерения динамической вязкости паскаль-секунда (Пас). Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью.

В технологических расчетах чаще всего используют кинематическую вязкость, численно равную отношению динамической вязкости нефтепродукта к его плотности. Измеряется в стоксах и сантистоксах.

Это очень важный показатель при выборе масел, например, для двигателей в условиях практической эксплуатации.

Для характеристики этой зависимости предложены показатели индекса вязкости (ИВ) т. е. отношение кинематической вязкости при 50⁰С к кинематической вязкости при 100⁰С. Кинематическая вязкость определяется в приборе –стеклянный вискозиметр.

Кинематическая вязкость определяется для светлых нефтепродуктов, условная вязкость –для темных нефтепродуктов.

Условная вязкость измеряется в условных градусах.

Условная вязкость–это отношения времени истечения в стандартном вискозиметре 200 мл испытуемого нефтепродукта при стандартной температуре (20, 50, 80, 100 гр.) ко времени истечения 200 мл объёма воды

при температуре 20⁰С.

Вязкость зависит от фракционного состава и температуры. Нормируется для реактивных топлив, дизельных топлив, мазутов, котельных топлив, масел. У топлив вязкость характеризует прокачиваемость, а у масел смазочную способность.

Наименьшей вязкостью обладают алканы, наибольшей –циклоалканы, арены занимают промежуточное положение. С повышением температур выкипания фракций их вязкость возрастает, с повышением температуры нефтепродукта его вязкость уменьшается и наоборот.

 

Температура застывания

За температуру застывания условно принимают ту температуру, при которой налитый в пробирку стандартных размеров испытуемый нефтепродукт при охлаждении застывает настолько, что при наклоне пробирки на 45⁰ уровень продукта остается неизменным в течение минуты –то есть продукт теряет свою текучесть.

Температура застывания представляет собой техническую характеристику, по которой судят об эксплуатационных свойствах нефтепродукта. Эта характеристика имеет значение при всех товарно-транспортных операциях при низких температурах, а также при использовании нефтепродукта в зимнее время.

Температура застывания нормируемый показатель для дизельных топлив.

Оптические свойства нефти

Оптические свойства нефти и нефтепродуктов характеризуют наличие в нефтепродуктах асфальто-смолистых веществ, тех или иных групп углеводородов, глубину очистки нефтепродуктов.К оптическим свойствам относятся цвет, лучепреломление и оптическая активность.

Цвет нефтепродуктам придают асфальто-смолистые вещества, высокомолекулярные, гетероатомные соединения. Цвет –надежный показатель степени очистки от асфальто-смолистых соединений. Для определения цвета пользуются приборы, называемыеколориметрами.

По показателю преломления приблизительно можно судить о групповом углеводородном составе нефтепродуктов. Чем больше плотность нефтепродукта, тем выше его показатель преломления. Для нефтепродуктов показатель преломления определяют при прохождении светового луча из воздуха в нефтепродукт, поэтому он всегда выше единицы. Показатель преломления зависит от химического состава нефтепродукта. При одном и том же числе углеродных атомов в молекуле показатель преломления возрастает в последовательности: парафиновые углеводороды –олефины –нафтены –ароматические углеводороды. При одном и том же числе углеродных и водородных атомов в молекуле показатель преломления циклических углеводородов выше, чем алифатических.

Определение его производится на приборах, называемых рефрактометрами. При повышении температуры нефтепродукта на 1˚С показатель преломления его понижается на 0,004.

 

Бензины

Автомобильные бензины готовят из смеси бензиновых фракций прямой перегонки, термического и каталитического крекинга, риформинга и изомеризации пентан-гексановой фракции.

А-76; АИ-93; АИ-95;АИ-98.

Цифра означает октановое число; «И» - исследовательский метод определения октанового числа, если «И» нет, то моторный метод определения октанового числа.

По условиям применения бензины подразделяются - зимние и летние.

Летние бензины предназначены для применения во всех районах кроме крайнего севера, в период с 1апреля по 1 октября.

Нормируемые показатели качества для бензинов: плотность, фракционный состав, физическая и химическая стабильность, антикоррозионная стойкость, наличие смол и отсутствие содержания воды и механических примесей, и водорастворимых кислот и щелочей (ВКЩ).

Химическая стабильность- это способность топлива не окисляться во время хранения и не терять свой цвет.

Химическая стабильность зависит от наличия смол, непредельных углеводородов в топливе, которые при хранении поглощают кислород из воздуха, окисляются, конденсируются и выпадают в осадок. Химическая стабильность характеризуется индукционным периодом и определяется в приборе «БОМБА».

Индукционный период- это время, в течение которого бензин не окисляется кислородом воздуха в стандартных условиях (600-900 минут).

В прибор «БОМБА» наливают 100 мл бензина и под P=0,7МПА подают кислород воздуха и засекают время, и смотрят по манометру, через какое время начнёт падать давление.

 

Реактивные топлива

Реактивные топлива готовят из бензино-керосиновых фракций 60—280, из авиационных керосинов фракций 120-250, из утяжеленных керосинов 195-315.

К реактивным топливам предъявляют следующие требования:

• Они должны свободно перекачиваться по системе питания при высоких и низких температурах

• Топлива должны полностью испаряться, воспламеняться и сгорать за 0,01 секунды

• Они не должны коррозировать топливную систему

• В реактивных топливах недопустимо содержание парафиновых углеводородов нормального строения, обладающих высокой температурой застывания и недопустимо наличие непредельных углеводородов склонных к смолообразованию.

Желательными углеводородами являются нафтены и парафиновые углеводороды с разветвленными насыщенными цепями. Они характеризуются высоким значением плотности, высокой теплотой сгорания и термической стабильностью, что обеспечивает скорость, высоту и дальность полета.

Нормируемые показатели для реактивных топлив:

 -плотность при 20⁰С,

- фракционный состав,

- вязкость,

 -теплота сгорания,

 -температура вспышки,

-температура кристаллизации,

- содержание серы,

- содержание ароматических углеводородов,

 -содержание меркаптанов,

 -отсутствие воды,

 -отсутствие механических примесей,

 - сероводорода,

 -зольность.

 

 

Производство топлива для реактивных двигателей марки
ТС-1 с присадками.

Дизельные топлива

Дизельные топлива готовят из фракций дизельных прямогонных, из фракций гидроочистки и депарафинизации, а также смешением продуктов каталитического крекинга с лёгким газойлем.

Дизельные топлива используются в двигателях с воспламенением от сжатия. Дизельное топливо должно обладать хорошей воспламеняемостью. Воспламеняемость характеризуется «цетановым числом»

Цетановое число показывает процентное соотношение цетана (н-гексадекана) в смеси с альфа-метилнафталином, самовоспламеняемость которой в стандартных двигателях эквивалентна самовоспламеняемости испытуемого топлива.

Цетановое число цетана условно принято за 100, а альфа-метилнафталина - за 0. Наибольшими цетановыми числами обладают нормальные парафиновые углеводороды, затем - парафины изостроения, далее нафтеновые углеводороды.

С утяжелением дизельных топлив цетановое число растёт. Для увеличения цетановых чисел топлив используют присадки.

Марки дизельных топлив:

ДЛ - дизельное летнее, t заст. от 0 гр. до -10 гр.

ДЗ –дизельное зимнее, t заст. -35 гр.

ДА –дизельное арктическое t заст. -50 гр.

ДС –дизельное специальное t заст. -15 гр.

ДЭ –дизельное экспортное t заст. -15 гр.

В зависимости от содержания серы дизельные топлива подразделяются на малосернистые (до 0,2 %) мировой стандарт - 0,00000015%, на «КИНЕФ» - 0,035% , сернистые –от 0,2% до 0,5% серы, высокосернистые – 0,5%.

Нормируемые показатели: цетановое число, фракционный состав, вязкость, температура вспышки, температура помутнения, температура застывания.

Подготовка нефти к переработке

В добываемой на промыслах нефти, кроме растворенных в ней газов, содержатся примеси, растворимые или нерастворимые в нефти. Это вода и соли, растворимые в воде, а так же взвешенные в нефти кристаллы водонерастворимых солей, песок и глины.

Содержание твердых нерастворимых примесей в нефти не превышает 1,5%, а воды меняется в пределах от доли % до 90%.

Твердые примеси вызывают эрозию (разрушение) внутренней поверхности трубопроводов, образуют отложения в аппаратах, ухудшают теплопередачу.

Водорастворимые соли, преимущественно хлористые, ведут себя по- разному. Хлористый калий практически не гидролизуется. Хлористый кальций подвержен гидролизу с образованием соляной кислоты максимум на 10%. Хлористый магний гидролизуется на 90% даже при низкой температуре, что приводит к коррозии аппаратуры. Сероводород, образующийся при перегонке сернистых нефтей, также является источником коррозии.

Минерализацию пластовой воды определяют количеством сухого вещества после выпарки 1 литра воды, а сольность нефтей выражают в миллиграммах. Этот показатель для нефти, поступающей на НПЗ не должен быть более 50 мг/л, для нефтей идущих на перегонку не более 5 мг/л. Соответственно, количество воды в нефти не должно превышать 1%.

Основное количество воды и твердых частиц удаляют из нефти отстаиванием в промысловых и заводских резервуарах, а затем нефть обезвоживают и обессоливают до заданной глубины на специальных установках (ЭЛОУ).

При добыче нефти в результате ее интенсивного перемешивания с водой образуются стойкие трудноразделимые эмульсии, представляющие собой системы из двух взаимно нерастворимых жидкостей. Одна из них в виде мельчайших капель (дисперсная фаза) распределена в другой (дисперсионная среда) во взвешенном состоянии. Без внешнего воздействия (нагревания или другого) эмульсии могут существовать как угодно долго. Этому способствуют поверхностно активные вещества (ПАВ). К ним относятся сернистые соединения, нафтеновые кислоты и другие примеси содержащиеся в нефтях, особенно, в высокосмолистых.

ПАВ называют эмульгаторами, которые образуют на поверхности частиц дисперсионной фазы прочный адсорбционный слой, препятствующий столкновению частиц (капель), их слиянию и укрупнению. В промысловой и заводской практике чаще всего встречаются эмульсии –«вода (дисперсная фаза) в нефти (дисперсионная среда)» и наоборот «нефть в воде».

Стойкие нефтяные эмульсии определяют физико-химическими свойствами нефти, размером частиц дисперсной фазы (степень дисперсности), температурой и временем существования. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем ниже температура и выше степень дисперсности (чем меньше капли), тем устойчивей эмульсия. Свежие эмульсии, существующие короткое время после выхода из скважины разрушаются значительно легче, чем «старые», поэтому первичное обезвоживание и обессоливание следует п