Дослідження Нафти

Порфіринами називають особливі азотисті сполуки органічного походження. Припускають, що вони утворилися з гемоглобіну тварин і хлорофілу рослин. Ці сполуки руйнуються при температурі 200-250оC. Сірка поширена в нафтах і вуглеводневому газі і міститься як у вільному стані, так і у вигляді сполук (сірководень, меркаптани).

Зольна частина являє собою залишок, що утворюється при спалюванні нафти. Це різні мінеральні сполуки, найчастіше залізо, нікель, ванадій, іноді солі натрію.

Властивості нафти визначають напрям її переробки і впливають на продукти, що отримуються з нафти, тому існують різні види класифікації, які відображають хімічну природу нафт і визначають можливі напрямки переробки.

Наприклад, в основу класифікації, що відбиває хімічний склад, належить переважне вміст у нафти якогось одного або декількох класів вуглеводнів. Розрізняють нафтенові, парафінові, парафінонафтенові, парафіно-нафтеноароматіческіе, нафтеноароматіческіе, ароматичні. Так, в парафінових нафтах всі фракції містять значну кількість алканів; в парафіно-нафтеноароматичних вуглеводнях всіх трьох класів містяться приблизно в рівних кількостях; нафтеноароматіичні нафти характеризуються переважним вмістом циклоалканів і аренів, особливо у важких фракціях.

Також використовується класифікація за змістом асфальтенів і смол.

У технологічній класифікації нафти поділяють на класи — за вмістом сірки; типи — по виходу фракцій за певних температурах; групи —по потенційному змісту базових масел; види — за змістом твердих алканів (парафінів).

На рис.2.2 показана класифікація нафт, регламентована ГОСТ 9965-76.

 

 

 

 

 

 

 

3.1 Щільність

Щільність є одним з найбільш загальних показників, що характеризує властивості нафт і нафтопродуктів, вимір якого передбачено стандартами різних країн.

За щільністю можна орієнтовно судити про вуглеводневому складі різних нафт і нафтопродуктів, оскільки її значення для вуглеводнів різних груп різна. Наприклад, більш висока щільність вказує на більший вміст ароматичних вуглеводнів, а більш низька — на більший вміст парафінових вуглеводнів. Вуглеводні нафтеновой групи займають проміжне положення. Таким чином, величина щільності до певної міри буде характеризувати не тільки хімічний склад і походження продукту, але і його якість.

При характеристиці щільності окремих фракцій нафти слід передусім відзначити зростання щільності зі збільшенням температури кипіння. Однак це положення, справедливе для більшої частини випадків, має винятки. Щільність використовується при розрахунку маси продукту, що займає даний обсяг, і навпаки, обсягу продукту, що має певну масу. Внаслідок цього цей показник має особливе значення при проведенні операцій купівлі-продажу між постачальником і покупцем для визначення кількості продукту на всьому шляху проходження нафти і нафтопродуктів від видобутку до переробки і від переробки до споживачів. Як приклад можна привести об'ємно-масовий метод, який використовується для визначення маси брутто нафти .

Його застосування зводиться до вимірювання об'єму і щільності продукту при однакових або приведених до одним умовам (по температурі і тиску):

 

, (3.1)

 

де - маса брутто продукту, т;

 

• - Обсяг продукту, м3;
• - Щільність продукту, приведена до умов вимірювання, т / м3.

Кількість нафти і нафтопродуктів визначають відповідно до ГОСТ 26976-86 "Нафта і нафтопродукти. Методи визначення маси ".

Згідно ГОСТ 3900 "Нафта і нафтопродукти. Методи визначення щільності. ", Для вимірювання густини нафти застосовуються ареометри, пікнометри і Плотнометри.

Точність ареометричного методу виражається наступними показниками:

Збіжність — два результати вимірювань, отримані одним виконавцем, визнаються достовірними (з 95% - ою довірчою ймовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує 0.0005 г / см3 для прозорих продуктів; 0.0006 г / см3— для темних і непрозорих продуктів.

Відтворюваність — два результати випробувань, отримані в двох лабораторіях, визнаються достовірними (з 95% -ою довірчою ймовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує 0.0012 г / см3 для прозорих продуктів; 0.0015 г / см3—для темних і непрозорих продуктів.

Точність пікнометричним методом регламентується однаковими нормами збіжності та відтворюваності результатів вимірювань: розбіжність двох результатів з 95% -ою довірчою ймовірністю не повинно перевищувати 0.0006 г / см3.

 

3.2 Фракційний  склад

Найважливішим показником якості нафти є фракційний склад.

Фракційний склад визначається при лабораторної перегонці з використанням методу поступового випаровування, в процесі якої при поступово підвищується температурі з нафти відганяють частини — фракції, що відрізняються один від одного межами википання. Кожна з фракцій характеризується температурами початку і кінця кипіння.

Промислова перегонка нафти ґрунтується на схемах з так званим одноразовим випаровуванням і подальшої ректифікацією.

Фракції, що википають до 350оС, відбирають при тиску, який у кілька разів перевищує атмосферний, називають світлими дистилятами (фракціями). Назви фракціям привласнюються в залежності від напрямку їх подальшого використання. В основному, при атмосферній перегонці отримують наступні світлі дистиляти: 140оС (початок кипіння) — бензинова фракція, 140-180оС— Лігроїнова фракція (важка нафта), 140-220оС (180-240оС) - гасова фракція, 180-350оС (220-350оС , 240-350оС) — дизельна фракція (легкий або атмосферний газойль, солярового дистилят).

Фракція, що википає вище 350оС є залишком після відбору світлих дистилятів і називається мазутом. Мазут розганяють під вакуумом і в залежності від подальшого напрямку переробки нафти отримують такі фракції: для отримання палив —350-500оС вакуумний газойль (дистилят),> 500оС вакуумний залишок (гудрон); для отримання масел —300-400оС (350-420оС) легка маслена фракція (трансформаторний дистилят), 400-450оС (420-490оС) середня маслена фракція (машинний дистилят), 450-490оС важка маслена фракція (циліндровий дистилят),> 490оС гудрон . Мазут і отримані з нього фракції - темні.

Таким чином фракціонування - це поділ складної суміші компонентів на більш прості суміші або окремі складові. Продукти, одержувані як при первинній, так і при вторинної переробки нафти, відносять до світлих, якщо вони википають до 350оС, і до темних, якщо межі википання 350оС і вище.

Нафти різних родовищ помітно відрізняються за фракційним складом, вмістом світлих і темних фракцій.

В технічних умовах на нафту і нафтопродукти нормуються:

• температура початку кипіння;

• температура, при якій відганяється 10,50,90 і 97.5% від завантаження, а також залишок у відсотках;

• іноді лімітується температура кінця кипіння.

3.3 Вміст води

При видобутку і переробці нафту двічі змішується з водою: при виході з великою швидкістю зі свердловини разом з супутньою їй пластовою водою і в процесі знесолення, тобто промивання прісною водою для видалення хлористих солей.

У нафті і нафтопродуктах вода може міститися у вигляді простої суспензії, тоді вона легко відстоюється при зберіганні, або у вигляді стійкої емульсії, тоді вдаються до особливих прийомів зневоднення нафти.

Освіта стійких нафтових емульсій призводить до великих фінансових втрат. При невеликому вмісті пластової води в нафти удорожается транспортування її по трубопроводах, тому що збільшується в'язкість нафти, що утворює з водою емульсію. Після відділення води від нафти у відстійниках і резервуарах частина нафти скидається разом з водою у вигляді емульсії і забруднює стічні води. Частина емульсії вловлюється пастками, збирається і накопичується в земляних коморах і нафтових ставках, де з емульсії випаровуються легкі фракції і вона забруднюється механічними домішками. Такі нафти отримали назву "комірні нафти". Вони високообводнені і смолисті, з великим вмістом механічних домішок, важко обезводнюються.

Вміст води в нафти є найвагомішою поправкою при обчисленні маси нетто нафти по масі брутто. Цей показник якості, поряд з механічними домішками і хлористим солями, входить у рівняння для визначення маси баласту.

Присутня у нафті, особливо з розчиненими в ній хлористим солями, вода ускладнює її переробку, викликаючи корозію апаратури.

Наявна в карбюраторному і дизельному паливі, вода знижує їх теплотворну здатність, засмічує і викликає закупорку розпилюють форсунок.

При зменшенні температури кристалики льоду засмічують фільтри, що може служити причиною аварій при експлуатації авіаційних двигунів.

Вміст води в маслі посилює її схильність до окислення, прискорює процес корозії металевих деталей, що стикаються з маслом.

Отже, вода робить негативний вплив як на процес переробки нафти, так і на експлуатаційні властивості нафтопродуктів і кількість її має суворо нормуватись.

Точність методу визначення вмісту води по ГОСТ 2477-65:

Збіжність — два результати визначень, отримані одним виконавцем, визнаються достовірними (з 95% -ою довірчою ймовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує:

0.1 см3 - при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см3;

0.1 см3 або 2% від середнього значення обсягу (залежно від того, яка з цих величин більше) — при обсязі води більш 1.0 см3. Відтворюваність — два результати випробувань, отримані в двох різних лабораторіях (з 95% -ою довірчою ймовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує:

0.1 см3—при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см3;

0.2 см3 або 10% від середнього значення обсягу (залежно від того, яка з цих величин більше) - при обсязі води понад 1.0 см3 до 10 см3;

5% від величини середнього  результату - при обсязі води понад 10 см3.

Згідно ГОСТ 2477-65 масова частка води повинна становити не більше ніж 0.5% -1% залежно від ступеня підготовки нафт.

 

 

 

 

 

 

 

 

3.4 В'язкість

В'язкість є найважливішою фізичною константою, що характеризує експлуатаційні властивості котелень, дизельних палив та інших нафтопродуктів. Особливо важлива ця характеристика для визначення якості маслених фракцій, одержуваних при переробці нафти і якості стандартних мастил.

За значенням в'язкості судять про можливість розпилення та перекачування нафтопродуктів, при транспортуванні нафти по трубопроводах, палив в двигунах і т.д.

Визначається структурою вуглеводнів, що складають нафту і нафтопродуктів, тобто їх природою і співвідношенням. Серед різних груп вуглеводнів, найменшу в'язкість мають парафінові, найбільшу — нафтенові вуглеводні.

Можна додати, що чим більше в'язкість нафтових фракцій, тим більше температура їх википання.

Визначення в'язкості згідно ГОСТ 33-82 "Нафтопродукти. Методи визначення кінематичної і розрахунок динамічної в'язкості встановлює такі норми точності визначення в'язкості: збіжність припускає, що розбіжність результатів послідовних визначень отриманих одним і тим же лаборантом, що працює на одному і тому ж вискозиметрі, в ідентичних умовах на одному і тому ж продукті, не повинно перевищувати 0.35% від середнього арифметичного значення (з 95% довірчою ймовірністю); відтворюваність — розбіжність результату двох визначень, отриманими різними лаборантами, що працюють в різних лабораторіях, на одному і тому ж продукті, не повинно перевищувати 0.72% від середнього арифметичного (з 95% довірчою ймовірністю).