Основные направления переработки нефтей и газоконденсатов.

Существуют 4 основных направления переработки нефти:

- топливное

- топливно-маслянное

- нефтехимическое

- топливно-маслянно-нефтихимическое

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива. Переработка бывает глубокой и неглубокой.

При неглубокой переработке ассортимент нефтепродуктов небольшой. Выход моторных топлив 55-60%, выход котельного топлива 30-35%.

При глубокой переработке нефти для производства моторных топлив используются остатки от перегонки нефти – мазут и тяжелые газойли, газы. Выход моторных топлив достигает 70-90%.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами

получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно

подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций.

Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий. Помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел проводится подготовка сырья для тяжелого органического синтеза и осуществляются сложнейшие процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, полимеров, моющих веществ и т.д.

Основные физические свойства нефтей и нефтяных фракций.

Товарные качества нефтей и нефтяных фракций характеризуются помимо фракционного и химического состава также многими физико-химическими показателями: плотность, фракционный состав и температура кипения, давление паров, молярная масса, вязкость, тепловые свойства, низкотемпературные свойства.

Плотность.

Плотностью называется масса единицы объема жидкости при определенной температуре. Она измеряется в кг/м³, г/см³ или г/мл. На практике чаще используют относительную плотность – безразмерную величину, численно равную отношению истинных плотностей нефтепродукта и дистиллированной воды, взятых при определенных температурах. В качестве стандартных температур для воды и нефтепродукта в США и Англии принята t=60⁰F (15,6⁰С), в других странах (Россия) соответственно -4 и 20 ⁰С (ρ₄²⁰).

Плотность большинства нефтей находится в пределах от 0,81 до 0,90. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличиваются. Для углеводородов из одинаковых фракций плотность увеличивается в следующем ряду:

алканы<олефины<цикланы(нафтены)<ароматические углеводороды(арены)

арены>нафтены>олефины>парафины

Молярная масса.

Молярная масса представляет собой массу усредненного моля нефтепродукта (кг/кмоль). Эта величина определяется экспериментально или рассчитывается по эмпирическим формулам. С повышением температуры кипения нефтяных фракций молярная масса М растет.

Зависимость между молярной массой и относительной плотностью выражается формулой Крэга:

Молярная масса смеси нефтяных фракций рассчитывается по правилу аддитивности:

или

где , – молярная и массовая доля нефтяных фракций соответственно.

Давление насыщенных паров P_н.п.(ДНП)

Это давление, создаваемое парами, находящимися над жидкостью в условиях равновесия при определенной температуре.

Для измерения P_н.п. используется бомба Рейда

Давление насыщенных паров индивидуальных химических веществ зависит только от температуры. Для нефти и нефтяных фракций ДНП зависит не только от температуры, но и от состава паровой и жидкой фазы и их соотношения.

Вязкость и вязкостно-температурные свойства.

Вязкость – это характеристика определяющая подвижность нефтепродуктов. Вязкость обуславливается внутренним трением молекул жидкости, она (вязкость) проявляется в сопротивлении, которое жидкость оказывает перемещению ее частиц под действием внешних сил. В жидкости между молекулами существуют межмолекулярные силы притяжения, которые препятствуют ее перемещению.

Для нефти и нефтепродуктов вязкость является функцией их химического группового состава. Вязкость зависит от: средней t_кип фракции, температуры, углеводородного и химического составов.

Различают динамическую (η), кинематическую (ν) и условную ВУ вязкость.

В нефтепереработке чаще используется кинематическая вязкость ν.

, сСт (мм²/с).

Чем выше температура кипения нефтяной фракции, тем больше ее вязкость. Самой высокой вязкостью обладают остатки от перегонки нефти и АСВ. Среди классов углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые углеводороды, наибольшую – нафтеновые, а ароматические углеводороды занимают промежуточное положение.

Вязкость сильно зависит от температуры. Поэтому всегда указывается температура, при которой определена вязкость. В технических требованиях на нефтепродукты обычно нормируется вязкость при 20, 50 и 100 ⁰С.

Зависимость ν от температуры имеет важное значение для смазочных масел. Эта зависимость ν=f(t) оценивается величиной, которая называется ИВ. Чем меньше меняется вязкость масла с изменением температуры, тем выше его ИВ, тем выше качество масла. Наибольшим значением ИВ обладают парафиновые углеводороды, наименьшим – полициклические ароматические с короткими боковыми цепями.

Вязкость – не аддитивное свойство, поэтому вязкость смесей нефтепродуктов (масел) определяют либо экспериментально, либо по специальным номограммам

Тепловые свойства.

Джоуль – это количество теплоты, необходимое для нагрева 1г воды на 0,238⁰С.

В технологических расчетах аппаратов пользуются значениями тепловых свойств нефтей и нефтепродуктов. Это теплоемкость, теплота испарения, энтальпия(теплосодержание) и теплота сгорания.

1. Теплоемкость – это количество тепла, необходимое для нагревания единицы массы вещества на один градус. Размерность теплоемкости кДж/(кг*К).

Для жидкостей: У воды C_p = 4,19 кДж/кг*К, у углеводородов ≈2 кДж/кг*К, т.е. емкость воды в 2 раза больше.

2. Теплота испарения – количество теплоты, поглощаемое жидкостью при переходе ее в насыщенный пар. Значения теплоты испарения L(r) для некоторых нефтепродуктов в приведем ниже:

бензин 293-314 кДж/кг

керосин 230-250 кДж/кг

масла 167-219 кДж/кг

Это в 3,5-10 раз меньше, чем теплота испарения воды(~2000 кДж/кг).

Для определения теплоты испарения парафинистых низкокипящих продуктов

3. Энтальпия (теплосодержание). Удельная энтальпия жидких нефтепродуктов при температуре t численно равна количеству тепла к кДж, необходимому для нагревания единицы количества продукта от t=0⁰С до температуры t.

Энтальпия паров больше энтальпии жидкости на величину теплоты испарения и перегрева паров. Энтальпия выражается в кДж/кг и может быть найдена через теплоемкость:

4. Теплота сгорания (теплотворная способность) – это количество тепла (в кДж), выделяющееся при полном сгорании единицы массы (кг) топлива (нефти, нефтепродуктов) при нормальных условиях.

Низкотемпературные свойства (НС).

Для характеристики низкотемпературных свойств введены следующие условные показатели:

- для нефти, дизельных и котельных топлив – температура помутнения и температура застывания

- для ДТ – предельная температура фильтруемости

- для карбюраторных и реактивных топлив, содержащих ароматические углеводороды - температура начала кристаллизации.

Все эти методы заключаются в охлаждении образца нефтепродукта в стандартных условиях в стандартной аппаратуре. Температура появления мути отмечается как температура помутнения. Причиной помутнения топлив является выпадение кристаллов льда и парафиновых углеводородов.

Температурой застывания считается температура, при которой охлаждаемый продукт теряет подвижность. Потеря подвижности вызывается либо чрезмерным повышением вязкости нефтепродукта (вязкостное застывание), либо образованием пространственного каркаса из кристаллов парафина и церезина, внутри которого удерживаются жидкие углеводороды. Чем больше содержание парафинов в нефтепродукте, тем выше его температура застывания.

За температуру начала кристаллизации принимают максимальную температуру, при которой в топливе обнаруживаются кристаллы ароматических углеводородов (бензол +5,5⁰С, нафталин ≈80⁰С). Эти кристаллы забивают топливные фильтры и нарушают подачу топлива. Поэтому температура начала кристаллизации реактивных топлив нормируется не выше -60⁰С.