Лабораторная работа №1. Прямая разгонка нефти и определение физических характеристик нефтяных фракций.

Теоретическая часть

Состав нефтей. Основным исходным сырьём в технологических процессах органического синтеза являются углеводороды. Нефть – главный источник углеводородов. Углеводороды, входящие в состав нефтей, можно разделить на три большие группы:

а) алифатические;

б) циклоалифатические (нафтены);

в) ароматические.

В зависимости от содержания углеводородов той или иной группы нефти классифицируют на три основных типа:

а) метановые (содержание алифатических углеводородов более 50%);

б) нафтеновые (содержание циклоалифатических углеводородов более 50%);

в) ароматические (содержание ароматических углеводородов более 50%).

При содержании углеводородов другого класса в той же нефти более 25% нефть относят к смешанному типу (например, метано-нафтеновые или нафтено-метановые и т.п.). Основным фактором, определяющим тип нефти, является её месторождение.

Группа алифатических углеводородов включает в себя алканы - насыщенные (парафиновые) углеводороды нормального и изостроения, незначительные количества алкенов (олефины), диенов (диолефинов) и ацетиленовых соединений. Парафиновые углеводороды в нефти представлены низкомолекулярными алканами С₁ – С₅, алканами со средней длиной цепи С₆ – С₁₀ и высокомолекулярными – С₁₁ и более. Высокомолекулярные парафины начиная с С₁₆ при комнатной температуре находятся в твёрдом состоянии, поэтому нефти в зависимости от содержания твёрдых парафиновых углеводородов разделяются на беспарафинистые, слабопарафинистые (1-2% твёрдых парафинов), парафинистые (до 12%). От содержания в нефти растворённых твёрдых углеводородов существенно зависит такой важный в технологическом аспекте показатель, как температура застывания нефти.

Циклоалифатические углеводороды, содержащиеся во всех нефтяных фракциях, представлены в основном устойчивыми моноциклическими нафтенами С₅, С₆ и полициклическими нафтенами (конденсированные циклы и ансамбли циклов).

Ароматические углеводороды в нефтях представлены в основном производными бензола, нафталина, антрацена.

Процессы переработки нефти. Нефть из скважин выделяется обычно вместе с газами (попутные газы), которые отделяют в специальных сепараторах (траппах). Далее нефть подвергается стабилизации – удалению лёгких фракций и растворённых газов, обезвоживанию (отстаиванием) и направляется на переработку.

Основным процессом переработки нефти является её разгонка под атмосферным давлением (прямая гонка) на отдельные фракции – нефтяные дистилляты. Важнейшими фракциями являются: бензиновая, выкипающая в интервале 40⁰ – 200⁰С (С₅ – С₁₂); керосиновая – 175⁰ – 275⁰С (С₉ – С₁₆); газойлевая – 200⁰ – 400⁰С. Остаток после отгонки нефтяных дистиллятов (мазут) разгоняют в вакууме на различные смазочные масла.

Прямая гонка нефти относятся к процессам переработки физическими методами, при которых исключается деструкция углеводородов, вследствие этого суммарный состав нефтяных фракций соответствует составу исходной нефти. При таком способе переработки получаемое количество лёгких дистиллятов невелико (например, бензиновой фракции ~ до 20%).

Для увеличения выхода бензина и других светлых нефтепродуктов дистилляты прямой гонки и мазут подвергают вторичной деструктивной переработке (термический и каталитический крекинг, пиролиз, риформинг и т.д.). В этом случае наряду с увеличением выхода лёгких углеводородов в составе дистиллятов преобладают олефиновые и ароматические углеводороды, которые представляют наибольшую ценность для органического синтеза.

Физические характеристики нефтяных фракций. При изучении состава нефтяных фракций большое распространение получило определение физических характеристик: плотности, показателя преломления, анилиновых точек и некоторых других констант. Применимость этих характеристик к исследованию различных нефтяных фракций неодинакова. Например, плотность принято определять как для сырых нефтей, так и для различных фракций и индивидуальных углеводородов, тогда как показатель преломления и некоторые комбинированные константы (удельная и молекулярная рефракция, парахор, интерцепт рефракции) представляют интерес только для узких фракций или индивидуальных соединений.

Определение плотности нефтяных фракций. Плотность – масса тела в единице объёма, выражается в г/см³. При измерении плотности нефтяных продуктов обычно определяют относительную плотность , равную отношению массы нефтепродукта при температуре t₁ к массе того же объёма воды при температуре t₂; относительная плотность – величина безразмерная, её значение определяют обычно при 20⁰С и относят к плотности воды при 4⁰С. Так как масса 1см³ воды при 4⁰С равна 1г., то плотность нефтепродукта, определённая при 20⁰С и выраженная в г/см³, численно равна относительной плотности .

В тех случаях, когда плотность нефтяных продуктов определяют не при 20⁰С, полученный результат пересчитывают, пользуясь температурными поправками плотности (таблица 1)

Таблица 1