2.4. Фракционный состав нефти

При атмосферной перегонке получают следующие фракции: выкипающие до 350⁰С – светлые дистилляты: начало кипения (н.к.) – 140⁰С– бензиноваяфракция; 140-180⁰С –лигроиновая (тяжелая нафта); 140-220⁰С –керосиноваяфракция; 180-350⁰С (220-350⁰С) –дизельнаяфракция (легкий газойль, соляровый дистиллят). Последнее время фракции, выкипающие до 200⁰С называют легкими, или бензиновыми, от 200 до 300⁰С - средними, или керосиновыми, выше 300⁰С – тяжелыми, или масляными. Все фракции, выкипающие до 300⁰С, называют светлыми, остаток после отбора светлых дистиллятов (выше 350⁰С) называют мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом; получают фракции в зависимости от переработки: для получения топлива (350-500⁰С) – вакуумный газойль (вакуумный дистиллят), более 500⁰С – вакуумный остаток (гудрон). Получение масел: 300-400⁰С – легкая фракция, 400-450⁰С – средняя фракция, 450-490⁰С - тяжелая фракция, более 490⁰С – гудрон[11].Легкие фракции нефти наиболее богаты парафиновыми УВ. По мере повышения температуры кипения доля парафиновых УВ уменьшается, а доля ароматических возрастает. Тяжелый остаток, содержащий смолистые вещества и УВ, составляет до 15-35%.

Кроме УВ и их сернистых, кислородных и азотистых производных в нефтях содержится также примесь веществ, в структуру которых входит ряд других элементов, установленных в золе тяжелого остатка. Располагая эти элементы в порядке встречаемости в убывающих количествах, получаем следующий ряд: S,N,V,P,K,Ni,I,Si,Ca,Fe,Mg,Na,Al,Mg,Pb,Ag,Cu,Ti,Sn,As. Общее содержание образующейся золы по отношению к исходной нефти составляет обычно тысячные и иногда сотые доли процента.

Сырой нефтьюназывают жидкую природную ископаемую природную смесь углеводородов (УВ) широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса. Нефть, добываемая из земных недр, отделяется на промыслах от растворенного газа, воды и солей.

Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, называется товарной нефтью. Товарную нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов [28] .

Товарные качества нефти определяются содержанием легких и тяжелых УВ, составом жидких и твердых УВ, содержанием парафина, серы смолистых веществ, наличием примесей. По содержаниюпарафина различают нефти: беспарафинистые – менее 1%, слабопарафинистые – 1-2% и парафинистые – более 2%. По содержаниюсерынефти подразделяются на малосернистые – с содержанием серы менее 0,5% и сернистые – с содержанием серы более 0,5%. По содержаниюсмол нефти делятся на малосмолистые - до 5%, смолистые – 5-15% и высокосмолистые – свыше 15% смол [28].

Основные физические свойства нефти: цвет, плотность, плотность, удельный вес, объемный коэффициент, пересчетный коэффициент, коэффициент усадки, сжимаемость, вязкость, поверхностное натяжение, давление насыщения. растворимость, температура кипения и застывания, оптические и электрические свойства, люминесценция – изменяются в зависимости от состава и структуры входящих в нее индивидуальных компонентов.Одним из важнейших показателей нефти является ее плотность (ρ),величина которой изменяется в пределах – ρ = 0.730-1.040 г/см³(табл. 1)[14, 47].

Таблица 1. Типы нефтей по плотности, выходу фракций и массовой доле парафина [14]

Очень (особо) легкие до 0.80 г/см3

Легкие 0.80-0.84 г/см3

Средние 0.84-0.88 г /см3

Тяжелые 0.88-0.92 г/см3

Очень тяжелые (битуминозные) более 0.92 г/см3

В США плотность нефти измеряется в единицах API(AmericanPetroleumInstitute– градус): высокие значенияAPIсоответствуют низким значениям плотности. Например: 85^оAPI= ρ 0.654 г/см³, 50^оAPI= ρ 0.780 г/см³, 35^оAPI= ρ 0.850 г/см³, 25^оAPI= ρ 0.904 г/см³и, наконец, 10⁰API= ρ 1.000 г/см³[14].