
Ахметов и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа (2006)
.pdf6.4.2. Сырье каталитического крекинга . . . . . . . . . . . . . . . . . |
642 |
|
6.4.3. Подготовка (облагораживание) сырья каталитического |
|
|
|
крекинга. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
645 |
6.4.4. Катализаторы крекинга . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
649 |
|
6.4.5. Механизм и химизм каталитического крекинга . . . . . . . . . |
657 |
|
6.5. Основы управления процессом каталитического крекинга . . . . |
665 |
|
6.5.1. Технологические параметры . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
665 |
|
6.5.2. Типы реакторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
667 |
|
6.5.3. Влияние оперативных параметров на материальный |
|
|
|
баланс и качество продуктов крекинга. . . . . . . . . . . . . . . |
670 |
6.5.4. Технологическая схема установки каталитического |
|
|
|
крекинга с прямоточным лифт-реактором . . . . . . . . . . . . |
671 |
6.6. Современные и перспективные процессы |
|
|
каталитического крекинга . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
674 |
|
6.7. Синтез высокооктановых компонентов бензинов |
|
|
из газов каталитического крекинга . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
676 |
|
6.7.1. |
Каталитическое С-алкилирование изобутана |
|
|
олефинами . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
677 |
6.7.2. |
Каталитическое О-алкилирование метанола |
|
|
изобутиленом . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
688 |
6.8. Оборудование каталитических процессов переработки |
|
|
нефтяного сырья . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
694 |
|
6.8.1. Реакторы установок каталитического крекинга . . . . . . . . . |
694 |
|
6.8.1.1. Аппараты установок с циркулирующим шариковым |
|
|
|
катализатором . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
696 |
6.8.1.2. Аппараты установок с кипящим (псевдоожиженным) |
|
|
|
слоем пылевидного катализатора . . . . . . . . . . . . . . . . |
703 |
6.8.2. Реакторы каталитического алкилирования. . . . . . . . . . . . |
717 |
Глава 7. Теоретические основы и технология каталитических гомолитических процессов нефтепереработки. . . . . . . . 719
7.1. Теоретические основы и технология процессов паровой каталитической конверсии углеводородов. . . . . . . . . . . . . . . 719
7.2. Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу
(процесс Клауса). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 724 7.3. Окислительная демеркаптанизация сжиженных газов
и бензиново-керосиновых фракций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 727
Глава 8. Теоретические основы и технология гидрокаталитических процессов переработки
нефтяного сырья . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 731 8.1. Классификация, назначение и значение
гидрокаталитических процессов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 731
11
8.2. Теоретические основы и технология процессов каталитического риформинга. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 733
8.2.1. Химизм и термодинамика процесса . . . . . . . . . . . . . . . . 734 8.2.2. Катализаторы и механизм их каталитического
действия. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 737 8.2.3. Основы управления процессом . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 740 8.2.4. Промышленные установки каталитического
риформинга . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 749 8.2.5. Установки каталитического риформинга
со стационарным слоем катализатора . . . . . . . . . . . . . . . 751 8.2.6. Установки каталитического риформинга
с непрерывной регенерацией катализатора . . . . . . . . . . . . 753 8.3. Каталитическая изомеризация пентан-гексановой
фракции бензинов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 755 8.3.1. Теоретические основы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 755 8.3.2. Основные параметры процесса . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 757 8.3.3. Установки изомеризации фракции н. к. – 62°С . . . . . . . . . 757
8.4. Теоретические основы и технология каталитических гидрогенизационных процессов облагораживания нефтяного сырья . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 760
8.4.1. Краткие сведения об истории развития гидрогенизационных процессов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 760
8.4.2.Химизм, термодинамика и кинетика реакций гидрогенолиза гетероорганических соединений сырья . . . . 762
8.4.3.Катализаторы гидрогенизационных процессов
и механизм их действия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 766 8.4.4. Основы управления гидрогенизационными процессами . . . 771 8.4.5. Промышленные процессы гидрооблагораживания
дистиллятных фракций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 774
8.4.6.Процессы гидрооблагораживания нефтяных остатков . . . . 780
8.5.Каталитические процессы гидрокрекинга нефтяного сырья . . . 783
8.5.1.Особенность химизма и механизма реакций
гидрокрекинга. Катализаторы процесса . . . . . . . . . . . . . . 784 8.5.2. Основные параметры процессов гидрокрекинга. . . . . . . . . 788 8.5.3. Гидрокрекинг бензиновых фракций . . . . . . . . . . . . . . . . 790
8.5.4.Новые технологические процессы производства автобензинов с ограниченным содержанием бензола
и олефинов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 791 8.5.5. Процессы селективного гидрокрекинга . . . . . . . . . . . . . . 793 8.5.6. Гидрогенизация керосиновых фракций . . . . . . . . . . . . . . 794 8.5.7. Легкий гидрокрекинг вакуумного газойля . . . . . . . . . . . . 796 8.5.8. Гидрокрекинг вакуумного дистиллята при 15 МПа. . . . . . . 798
12
8.5.9. Гидрокрекинг высоковязкого масляного сырья . . . . . . . . . 801 8.5.10.Гидрокрекинг остаточного сырья . . . . . . . . . . . . . . . . . . 802 8.5.11. Некаталитические гидротермические процессы
переработки тяжелых нефтяных остатков (гидровисбрекинг, гидропиролиз, дина-крекинг,
донорно-сольвентный крекинг) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 803 8.5.12. Краткие сведения об экстракционных процессах
облагораживания моторных топлив . . . . . . . . . . . . . . . . 806 8.6. Особенности конструкций технологического оборудования
гидрокаталитических процессов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 807 8.6.1. Реакторы гидроочистки дизельных топлив. . . . . . . . . . . . 808 8.6.2. Реакторы каталитического риформинга. . . . . . . . . . . . . . 812
Глава 9. Современное состояние и актуальные проблемы нефтепереработки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 815
9.1. Краткая характеристика и классификация НПЗ . . . . . . . . . . 815 9.2. Основные принципы проектирования НПЗ. . . . . . . . . . . . . . 819 9.3. Современные проблемы технологии переработки
нефтяных остатков в моторные топлива . . . . . . . . . . . . . . . . 823
9.4.Основные принципы углубления переработки нефти и поточные схемы нефтеперерабатываюших заводов
топливного профиля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 829 9.5. Проблемы экологизации технологии в нефтепереработке . . . . . 840 9.6. Основные тенденции и современные проблемы
производства высококачественных моторных топлив . . . . . . . 847 9.7. Современное состояние и тенденции развития
нефтеперерабатывающей промышленности мира и России . . . . 859
Рекомендуемая литература . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 868
13

ПРЕДИСЛОВИЕ
Наступившее столетие ставит перед человечеством исключительно серьезную глобальную проблему, связанную с истощением извлекаемых запасов нефтяного сырья. В настоящее время в мире ежегодно добывается и перерабатывается более 3 млрд т нефти и 2,5 трлн м3 природного газа при их оставшихся запасах около 140 млрд т и 155 трлнм3 соответственно.Одновременнововсеммиреужесточаютсяэкологические требования к качеству выпускаемых нефтегазопродуктов. Поэтому должны расширяться производства высооктановых автобензиновсограниченнымсодержаниемароматическихуглеводородов,дизельных топлив со сверхнизким содержанием серы, высокоиндексных смазочныхмаселидр.Вэтойсвязинефтепереработкадолжнапереориентироваться на более эффективную, экологически и технологически безопасную, энергосберегающую и глубокую переработку нефтяного сырья и рациональное использование нефтепродуктов, прежде всего высококачественных моторных топлив.
России после распада СССР досталось 26 морально и физически устаревших НПЗ с отсталой технологией, низкой глубиной переработки нефти, слабой оснащенностью вторичными, прежде всего каталитическими, процессами и сильно изношенным оборудованием. Задачи, стоящие перед отечественной нефтегазоперерабатывающей отраслью в области углубления переработки углеводородного сырья, повышениякачествавыпускаемыхнефтепродуктовиобеспечениянадежности оборудования и безопасности технологических процессов, требуют от специалистов-нефтегазопереработчиковглубокихзнанийтеории,пере- довой технологии и оборудования процессов НПЗ.
Учебное пособие предназначено для студентов высших учебных заведений нефтегазового профиля, обучающихся по специальностям: 250400 «Химическая технология природных энергоносителей
иуглеродных материалов» и 171700 «Оборудование нефтегазопереработки».
Книга будет полезна для повышения квалификации инженеровтехнологов и инженеров-механиков, для подготовки бакалавров, ма- гистровикандидатовнаук,длясотрудниковнаучно-исследовательских
ипроектных институтов в области нефтегазопереработки.
14

Глава 1
ОСНОВЫ ФИЗИКОХИМИИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
1.1.Современное состояние нефтегазового комплекса мира и России
Трудно представить современную мировую экономику без энергии, транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники, средств автоматизации, космической техники и т.д., основой развития которых является топливно-энергетический комплекс (ТЭК). Уровень развития ТЭК отражает социальный и научно-технический прогресс и часто определяет политику государства.
Экономически наиболее значимой составной частью ТЭК ныне является нефтегазовый комплекс (НГК). НГК включает нефтегазодобывающую,нефтегазоперерабатывающую,нефтегазохимическуюотрасли промышленности, а также различные отрасли транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный, морской и др.) нефти, газоконденсата, природного газа и продуктов их переработки.
Нефть и газ – уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т.д. Из нефти
игаза вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные
истроительные битумы, моющие средства и многое другое. Не зря нефть называют «черным золотом».
Ресурсы и месторождения нефти. Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 141,3 млрд т (табл. 1.1). Этих запасов при нынешних объемах добычи нефти хватит на 42 года. Из них 66,4% расположено в странах Ближнего и Среднего Востока. Для этого региона характерно не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация их преимущественно на уникальных (более 1 млрд т) и гигантских (от 300 млн до 1 млрд т) месторождениях с исключительно высокой продуктивностью скважин. Среди стран этого региона первое место в мире по этому показателю занимает Саудовская Аравия, где сосредоточено более четверти мировых запасов нефти. Огромными запасами нефти в этом регионе обладают Ирак, Иран, Кувейт и Абу-Даби – арабские страны, каждая из которых владеет почти десятой частью ее мировых запасов.
15
Таблица 1.1 – |
Доля отдельных регионов и стран |
|
|
|||
|
в мировых извлекаемых запасах |
|
|
|||
|
и добыче нефти и газа в 2002 г. (%) |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Регионы и страны |
Нефть |
|
Газ |
|||
|
|
|
|
|
||
Запасы |
Добыча |
Запасы |
|
Добыча |
||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Мир |
|
100 |
100 |
100 |
|
100 |
|
(141,3·109 т) |
(3,37·109 т) |
(154,9·1012 |
м3) |
(2,45·1012 м3) |
|
|
|
|||||
Америка |
|
14,52 |
25,51 |
12,72 |
|
34,53 |
|
|
|
|
|
|
|
США |
|
2,10 |
8,64 |
3,06 |
|
21,68 |
|
|
|
|
|
|
|
Канада |
|
0,47 |
3,02 |
1,12 |
|
7,31 |
|
|
|
|
|
|
|
Венесуэла |
|
7,55 |
4,49 |
2,69 |
|
1,34 |
Мексика |
|
2,61 |
4,47 |
– |
|
2,00 |
Бразилия |
|
0,82 |
1,67 |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
Западная Европа |
|
1,66 |
9,47 |
2,90 |
|
11,26 |
|
|
|
|
|
|
|
Великобритания |
|
0,48 |
3,73 |
0,49 |
|
4,36 |
|
|
|
|
|
|
|
Норвегия |
|
0,92 |
4,77 |
0,81 |
|
2,21 |
|
|
|
|
|
|
|
Нидерланды |
|
– |
– |
1,14 |
|
2,92 |
|
|
|
|
|
|
|
Восточная Европа |
|
5,68 |
11,93 |
36,60 |
|
30,27 |
и бывший СССР |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Россия |
|
4,71 |
9,59 |
31,08 |
|
24,8 |
|
|
|
|
|
|
|
Казахстан |
|
0,53 |
1,00 |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
Азербайджан |
|
0,11 |
0,41 |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
Туркменистан |
|
0,05 |
0,21 |
1,85 |
|
1,39 |
|
|
|
|
|
|
|
Узбекистан |
|
0,06 |
0,23 |
1,21 |
|
2,06 |
|
|
|
|
|
|
|
Украина |
|
0,04 |
0,11 |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
Румыния |
|
0,09 |
0,18 |
– |
|
0,90 |
|
|
|
|
|
|
|
Ближний Восток |
|
66,47 |
31,85 |
33,90 |
|
8,39 |
Саудовская Аравия |
|
25,13 |
11,86 |
3,90 |
|
2,14 |
Иран |
|
8,70 |
5,46 |
14,85 |
|
2,34 |
|
|
|
|
|
|
|
Ирак |
|
10,9 |
3,81 |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
Кувейт |
|
9,11 |
2,62 |
1,0 |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
Абу-Даби |
|
8,94 |
2,82 |
4,0 |
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
Африка |
|
6,90 |
10,34 |
7,20 |
|
4,96 |
|
|
|
|
|
|
|
Ливия |
|
2,86 |
3,37 |
0,85 |
|
0,31 |
|
|
|
|
|
|
|
Нигерия |
|
2,33 |
3,01 |
2,27 |
|
0,33 |
|
|
|
|
|
|
|
Алжир |
|
0,89 |
1,20 |
2,92 |
|
3,49 |
|
|
|
|
|
|
|
Египет |
|
0,29 |
1,20 |
– |
|
– |
16
Продолжение таблицы 1.1
Регионы и страны |
Нефть |
|
Газ |
||
Запасы |
Добыча |
Запасы |
|
Добыча |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Ангола |
0,53 |
1,10 |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
Страны АТР * |
4,24 |
10,85 |
6,:7 |
|
10,60 |
|
|
|
|
|
|
Китай |
2,33 |
4,80 |
0,88 |
|
1,10 |
|
|
|
|
|
|
Индонезия |
0,48 |
1,88 |
1,32 |
|
2,80 |
|
|
|
|
|
|
Австралия |
0,29 |
1,04 |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
Малайзия |
0,29 |
1,02 |
1,49 |
|
1,69 |
|
|
|
|
|
|
Индия |
0,47 |
0,(6 |
– |
|
– |
|
|
|
|
|
|
* АТР – Азиатско-Тихоокеанский регион.
Второе место среди регионов мира занимает Американский континент – 14,5% мировых извлекаемых запасов нефти. Наиболее крупными запасами нефти обладают Венесуэла, Мексика, США, Аргентина
иБразилия. Извлекаемые запасы нефти в Африке составляют 6,9%, в т.ч. в Ливии – 2,9, Нигерии – 2,3 и Алжире – 0,9%.
ВЗападной Европе крупные месторождения нефти и газа расположены в акватории Северного моря, главным образом в британских (0,5 млрд т) и норвежских (1,5 млрд т) территориях.
ВАзиатско-Тихоокеанском регионе промышленными запасами нефти обладают Китай (2,35%), Индонезия (0,5%), Индия, Малайзия
иАвстралия (в сумме 1% от мировых).
Восточно-Европейскиебывшиесоциалистическиестраныибывший
СССРвладеют5,8%извлекаемыхзапасовнефти,вт.ч.бывшийСССР–
5,6, Россия – 4,76%, т.е. 6,64 млрд т.
Ресурсыиместорожденияприродногогаза.Мировыеизвлекаемые запасы природного газа оцениваются в 154,9 трлн м3. Ресурсов газа при нынешнихтемпахегодобычихватитна 63,1года.Поразведаннымзапасам природного газа первое место в мире занимает Россия – 31%. Одна треть общемировых его запасов приходится на Ближний и Средний Восток, где он добывается преимущественно попутно с нефтью, т.е. на страны, обладающие крупными месторождениями нефти: Иран (14,9% от общемировых запасов – 2-е место в мире), Абу-Даби (4,0%), Саудовская Аравия (3,9%) и Кувейт (1,0%).
В Азиатско-Тихоокеанском регионе значительными ресурсами газа обладают Индонезия, Малайзия и Китай.
Достаточнобольшиезапасы(7,2%)газаразмещенывАфрике,прежде всеговтакихстранах,какАлжир(2,9%),Нигерия(2,2%)иЛивия(0,9%).
17
На американском континенте обнаружено 12,7% от общемировых запасов природного газа, в т.ч. США – 3,1% (5-е место), Венесуэла –
2,7%, Канада – 1,1%.
Западная Европа обладает 2,9% от мировых запасов природного газа, в т.ч. Норвегия – 0,8%, Нидерланды – 1,1% и Великобритания –
0,5%.
Добычанефти.Главныенефтедобывающиерегионымира–страны, обладающиекрупнымиресурсаминефти.Пообъемудобычинефтипервые места в мире занимали до 1974 г. – США, затем до 1989 г. – бывший
СССР, а с 1995 по 2000гг. – Саудовская Аравия. Как видно из табл. 1.1,
внастоящее время Россия по этому показателю занимает 1-е место
вмире. В десятку крупных нефтедобывающих стран мира (добывающих более 100 млн т/г) входят еще Иран, Китай, Норвегия, Венесуэла, Мексика, Ирак, Великобритания, Ливия, Канада и Нигерия.
В2005 г. добыча нефти в некоторых странах бывшего СССР составила (в млн т): Казахстан – 61, Азербайджан – 22, Туркмения – 9,5.
Как видно из табл. 1.2, Россия с начала нового столетия интенсивно наращивает добычу нефти, несмотря на ограниченность ее запасов
(~7 млрд т).
Таблица 1.2. – Динамика добычи нефти и газа в России
в 2000–2005гг.
|
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
|
|
|
|
|
|
|
Нефть, млн т |
324 |
348 |
380 |
422 |
459 |
470 |
|
|
|
|
|
|
|
Газ, млрд м3 |
583 |
580 |
595 |
604 |
623 |
641 |
Россия,экспортируяболееполовиныпроизведеннойнефти,всеболее становится нефтегазосырьевым придатком развитых стран. Большинство отечественных месторождений нефти ныне находится на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Непрерывно растет обводненность нефтяных месторождений, которая в среднем по России составляет 82%. Низок среднесуточный дебит одной скважины (около 7 т), только высокая цена нефти на мировом рынке позволяет временно считать такие дебиты рентабельными. Высока изношенность оборудования нефтегазового комплекса страны. В ближайшем будущем Россия обречена работать с трудно извлекаемыми и малодебитными месторождениями нефти. Из-за недальновидного свертывания геолого-разведоч- ных работ очень мала вероятность ввода в разработку новых крупных, типаЗападно-сибирских,высокодебитныхместорожденийвближайшие
18
два-три десятилетия. В этой связи нельзя считать оправданной проводящуюся руководством страны и нефтяными компаниями политику резкого ускорения темпов добычи нефти без компенсации восполнения еересурсов,чтоприведеткхищническойвыработкеостаточныхзапасов
исерьезным негативным последствиям для экономики следующих поколенийроссиян.Назреланеобходимостьдлязаконодательногоустановления ограничительных квот как на добычу, так и экспорт нефти и газа.
Добычаприродногогаза. По объемам добычи газа в мире со значительным отрывом от других стран лидируют бывший СССР и США. В число крупных газодобывающих стран мира входят Канада, Великобритания, Индонезия, Нидерланды, Алжир, Норвегия, Иран, Мексика
иУзбекистан.
Динамика добычи природного газа в России в 2000–2005гг. приведена в табл. 1.2, откуда следует, что производство газа, который по сравнению с нефтью значительно менее исчерпан, непрерывно возрастает и достигло 641 млрд м3. Разумеется, такие высокие объемы газодобычи в стране, в отличие от нефтяной отрасли, экономически оправданы, поскольку обоснованы исключительно большими его ресурсами.
1.2.Краткие сведения о химическом составе нефти и ее фракций
1.2.1. Элементный и фракционный состав нефти
Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета со специфическим запахом.
С позиций химии нефть – сложная исключительно многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомовдо100иболееспримесьюгетероорганическихсоединенийсеры, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Поэтому обсуждение можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный составнефтей:82,5…87%углерода;12,5…14,5%водорода;0,05…0,35,ред-
ко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота и до 5,3, редко до 10% серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т.ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).
Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соеди-
19
нений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении. Приняторазделятьнефтиинефтепродуктыпутемперегонкинаотдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. Вусловияхлабораторнойилипромышленнойперегонкиотдельныенефтяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н.к.)иконцакипения(к.к.).Приисследованиикачествановыхнефтей (т.е.составлениитехническогопаспортанефти)ихфракционныйсостав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011–85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинныхтемпературкипения(ИТК)вкоординатахтемпература–вы- ход фракций в% мас., (или% об.). Отбор фракций до 200°С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих – под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракциидотемпературык.к.475…550°С.Такимобразом,фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание
вних отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получениятоварныхнефтепродуктов(автобензинов,реактивныхидизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтейсодержит15…25%бензиновыхфракций,выкипающихдо180°С, 45…55%фракций,перегоняющихсядо 300…350°С.Известныместорождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350°С). Так, самотлорская нефть содержит 58% светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает77%. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85…90%)состоятизсветлых.Добываютсятакжеоченьтяжелыенефти,
восновном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180°С, а выход свет-
20