Получение высокооктановых добавок

   Наиболее  важный показатель качества нефти, определяющий выбор метода переработки, ассортимент  и эксплуатационные свойства получаемых нефтепродуктов, - химический состав и его распределение по фракциям. В исходных (нативных) нефтях содержатся в различных соотношениях все классы углеводородов, кроме непредельных (алкенов) соединений: парафиновые (алканы), нафтеновые (циклоалканы), ароматические (арены) и гибридные – парафино-нафтено-ароматические.

   Парафиновые углеводороды - алканы С_пН_2п+₂ - составляют значительную часть групповых компонентов нефтей и природных газов всех месторождений. Общее содержание их в нефтях составляет 25 - 35% масс. (не считая растворенных газов) и только в некоторых парафиновых нефтях, например типа Мангышлакской, Озек-Суатской, достигает до 40-50% масс. Наиболее широко представлены в нефтях алканы нормального строения и изоалканы преимущественно монометилзамещенные с различным положением метильной группы в цепи. С повышением молекулярной массы фракций нефти содержание в них алканов уменьшается. Попутные нефтяные и природные газы практически полностью, а прямогонные бензины чаще всего на 60 - 70% состоят из алканов. В масляных фракциях их содержание снижается до 5-20% масс.

   Газообразные  алканы. Алканы: метан, этан, пропан, бутан и изобутан, а также 2,2-диметилпропан при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. Все они входят в состав природных, газоконденсатных и нефтяных попутных газов. Этан, пропан и бутаны после разделения служат сырьем для нефтехимии.

   Жидкие  алканы. Алканы от С₅ до С15  в обычных условиях представляют собой жидкости, входящие в состав бензиновых (C₅ – С₁₀) и керосиновых (C₁₁ - C₁₅) фракций нефтей. Исследованиями установлено, что жидкие алканы C₅ - С₉ имеют в основном нормальное или слаборазветвленное строение.

   Твердые алканы. Алканы С16 и выше при нормальных условиях – твердые вещества, входящие в состав нефтяных парафинов и церезинов. Они присутствуют во всех нефтях чаще в небольших количествах в растворенном или взвешенном кристаллическом состоянии.

   Нафтеновые  углеводороды – входят в состав всех фракций нефтей, кроме газов. Бензиновые и керосиновые фракции  нефтей представлены в основном гомологами циклопентана и циклогексана. Нафтеновые углеводороды, содержащиеся в бензинах, придают им высокие эксплуатационные свойства.

   Ароматические углеводороды – содержатся в нефтях, как правило, в меньшем количестве, чем алканы и циклоалканы, и представлены гомологами бензола в бензиновых фракциях.

   Классификация нефти.

   Химическая  классификация.

    Горным  бюро США предложен вариант химической классификации, в основу которого положена связь между плотностью и углеводородным составом легкой и тяжелой частей нефти. Классификация, отражающая только химический состав нефти, предложена сотрудниками Грозненского нефтяного научно-исследовательского института (ГрозНИИ). За основу этой классификации принято преимущественное содержание в нефти одного или нескольких классов углеводородов. Различают 6 типов нефтей: парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические. В парафиновых нефтях (типа узеньской, жетыбайской) все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые не менее 50%, а масляные - 20% и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало. В парафино-нафтеновых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и смолисто-асфальтеновых веществ мало. К ним относится большинство нефтей Урало-Поволжья и Западной Сибири. Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60% и более) содержание циклоалканов во всех фракциях.               

    К нафтеновым относятся нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др. В парафино-нафтено-ароматических нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводороды всех трех классов, твердых парафинов не более 1,5%. Количество смол и асфальтенов достигает 10%. Нафтено-ароматические нефти характеризуются преобладающим содержание цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Алканы содержатся в небольшом количестве только в легких фракциях. В состав этих нефтей входит около 15 - 20% смол и асфальтенов. Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью. К ним относятся прорвинская в Казахстане и бугурусланская в Татарстане.

   Технологическая классификация.

   В нашей стране с 1991 г. действует технологическая  классификация нефтей. Нефти подразделяют по следующим показателям на: 1) три класса (I-III) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (н.к. - 180 °С), в реактивном (120 - 240 °С) и дизельном топливе (240 -350⁰С); 2) три типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 °С (Т1 – Т₃); 3) четыре группы по потенциальному содержанию базовых масел (M₁ - М₄); 4) четыре подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И₁ - И₄); 5) три вида по содержанию парафинов (П₁ – П₃). Из малопарафинистых нефтей вида П₁ можно получать без депарафинизации реактивные и зимние дизельные топлива, а также дистиллятные базовые масла. Из парафинистых нефтей П₂ без депарафинизации можно получить реактивное и лишь летнее дизельное топливо. Из высокопарафинистых нефтей П₃, содержащих более 6% парафинов, даже летнее дизельное топливо можно получить только после депарафинизации. Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр. По шифру нефти можно легко составить представление о наиболее рациональных схемах ее переработки и обосновать необходимость в процессах облагораживания нефтепродуктов.

Основные  физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов.

    Нефть и нефтепродукты представляют собой сложные смеси углеводородов и их гетеропроизводных. Анализ таких смесей с выделением индивидуальных соединений требует много времени. Поэтому в технологических расчетах при определении качества сырья, продуктов нефтепереработки и нефтехимии часто пользуются данными технического анализа, который состоит в определении некоторых физических, химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов. С этой целью используют следующие методы, в комплексе дающие возможность охарактеризовать товарные свойства нефтепродуктов в различных условиях эксплуатации, связать их с составом анализируемых продуктов, дать рекомендации для наиболее рационального их применения.

    Химические, использующие классические приемы аналитической химии; физические - определение плотности, вязкости, температуры плавления, замерзания и кипения, теплоты сгорания, молекулярной массы, а также некоторых условных показателей (пенетрация, дуктильность); физико-химические - колориметрия, потенциометрическое титрование, нефелометрия, рефрактометрия, спектроскопия, хроматография; специальные - определение октанового и цетанового числа моторных топлив, химической стабильности топлив и масел, коррозионной активности, температуры вспышки и воспламенения и др.

    Плотность. В практике нефтяного дела определяют относительную плотность. Это безразмерная величина, показывающая отношение плотности нефтепродукта при температуре t₂ к плотности дистиллированной воды при температуре t₁ . Стандартными температурами в некоторых странах (в том числе и в России) приняты: для воды t₁= 4°С, для нефтепродукта t₂ = 20°С. Плотность нефтепродуктов возрастает с увеличением их молекулярной массы (температуры кипения) и уменьшается для одного и того же нефтепродукта (или нефти) с повышением его температуры.

    Плотность жидких нефтепродуктов в заводской практике измеряют прибором, называемым ареометром. Он дает точность измерения до 0,001. Высоковязкие нефтепродукты измеряют методом разбавления керосином. Зная плотность керосина легко вычислить плотность смеси и высоковязкого нефтепродукта.

    Плотность возрастает при одинаковых условиях и при равном числе С-атомов в  молекуле в ряду: парафины → нафтены  → арены. В среднем относительная плотность нефтей колеблется от 0,82 до 0,90, однако существуют нефти с плотностью близкой к единице.

    Молекулярная  масса. Важнейшая характеристика нефти и нефтепродуктов. Этот показатель дает «среднее» значение молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции нефти, и позволяет сделать заключение о составе нефтепродуктов. Молекулярную массу нефтепродуктов определяют экспериментально. Если сведения о значении молекулярной массы отсутствуют, ее можно рассчитать по формулам, предложенным Б.П.Воиновым: как функцию средней молекулярной температуры кипения и характеризующего фактора: М=a+bt_ср+ct_ср², где М – средняя молекулярная масса фракции; t_ср - средняя молекулярная температура кипения, ⁰С; a,b,c – коэффициенты, которые зависят от характеризующего фактора К_Х.

    Средняя молекулярная масса большинства  нефтей равна 200-300.

    Вязкость. Один из важнейших показателей качества нефтепродуктов. Она характеризует прокачиваемость топлив в двигателях внутреннего сгорания, поведение смазочных масел в механизмах. Вязкость, или внутреннее трение, - это свойство вещества сопротивляться перемещению его частиц под воздействием внешней силы. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Для автомобильных бензинов не нормируются вязкость и плотность.

    Динамическая  вязкость (η) измеряется в Па·с. В  технологических расчетах чаще пользуются кинематической вязкостью (ν), численно равной отношению динамической вязкости нефтепродукта к его плотности ν = η/ρ

    Тепловые  свойства. Удельной теплоемкостью (с) называется количество тепла, которое надо затратить, чтобы нагреть 1 кг вещества на один градус. С повышением плотности теплоемкость уменьшается, а с повышением температуры - возрастает. Зависимость с = f(t) определяется эмпирическими формулами. Знание теплоемкости необходимо нефтепереработчику для составления тепловых балансов аппаратов и оборудования технологических установок.

    Теплота испарения. Удельной теплоемкостью (с) называется количество тепла, которое надо затратить, чтобы нагреть 1 кг вещества на один градус. С повышением плотности теплоемкость уменьшается, а с повышением температуры - возрастает. Зависимость с = f(t) определяется эмпирическими формулами. Знание теплоемкости необходимо нефтепереработчику для составления тепловых балансов аппаратов и оборудования технологических установок.

    Теплота сгорания. Этот показатель также широко применяется в технологических расчетах нефтезаводского оборудования, в частности при расчетах технологических печей. Теплота сгорания - это количество тепла, выделяемое 1 кг топлива при его полном сгорании до углекислого газа и воды. Различают высшую и низшую теплоты сгорания. Для бензина она равна 42×10⁶ Дж/кг.

    Температура вспышки – это температура, при которой нагреваемый в стандартных условиях нефтепродукт выделяет такое количество паров, которое образует с окружающим воздухом горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.

    Температура воспламенения. При определении температуры вспышки наблюдается явление, когда нефтепродукт вспыхивает и сразу гаснет. Если нефтепродукт нагреть еще выше (на 30-50°С) и снова поднести источник огня к поверхности нефтепродукта, то он не только вспыхнет, но и будет спокойно гореть. Минимальная температура, при которой нефтепродукт вспыхивает и начинает гореть, называется температурой воспламенения.

    Температура самовоспламенения. Если нефтепродукт нагреть до высокой температуры без контакта с воздухом, а далее обеспечить такой контакт, то нефтепродукт может воспламениться самопроизвольно. Минимальная температура, соответствующая этому явлению, называется температурой самовоспламенения. Она зависит от химического состава. Наиболее высокими температурами самовоспламенения обладают ароматические углеводороды и богатые ими нефтепродукты, далее следуют нафтены и парафины. Чем легче нефтепродукт, тем выше его температура самовоспламенения. Так, для бензинов она находится в пределах 400-450°С,  для газойлей - 320-360°С.

    Температура застывания. При транспортировке нефтепродуктов по трубопроводам и применении их в области низких температур в авиации большое значение имеет их подвижность и хорошая прокачиваемость в этих условиях. Температура, при которой нефтепродукт в стандартных условиях испытаний теряет подвижность, называется температурой застывания. Потеря подвижности нефтепродукта может происходить за счет двух факторов: или повышения вязкости нефтепродукта, или за счет образования кристаллов парафина и загустевания всей массы нефтепродукта. На температуру застывания влияет состав топлива: чем меньше будет содержание воды в нефтепродукте тем лучше у него будет подвижность. 
 
 
 

    Технология  производства бензина.

    Первичная переработка нефти  и электрообессоливание.

    Назначение. Удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей  переработки. Установка состоит  из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной  перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков, носит название атмосферной трубчатки (АТ), из всех трех блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ).