Химический состав нефти, нефтепродуктов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

10. Если у пострадавшего прекратилось дыхание, сделать искусственное дыхание. Если отсутствует сердцебиение, в дополнение к искусственному дыханию применить наружный непрямой массаж сердца. Начинать всегда с искусственного дыхания.

Б. № 2.

1. Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов. Физико-химические свойства нефти.

Нефть представляет собой чрезвычайно сложную смесь переменного состава, цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного. Говорить о константах нефти невозможно, потому что состав и свойства нефти могут существенно изменяться. Тем не менее, к основным показателям, характеризующим свойства нефти и нефтепродуктов относятся: Плотность нефти (основной показатель товарного качества нефти): в зависимости от химического состава и количества растворенного газа колеблется в пределах 0,77-2,0, хотя в большинстве случаев они укладываются в более узкие пределы 0,83-0,96. По плотности нефти делятся на пять типов: 0 (особо легкая), 1 (легкая), 2 (средняя), 3 (тяжелая), 4 (битуминозная). На долю легких нефтей (с плотностью до 870 кг/м3) в общемировой добыче приходится около 60% (в России – 66%), на долю средних нефтей (871970 кг/м3) в России – около 28%, за рубежом – 31%; на долю тяжелых (свыше 970 кг/м3) – соответственно около 6% и 10%. Вязкость изменяется в широких пределах (при 500С 1,2 55·10-6м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ). Чем больше в нефтях ароматических и нафтеновых циклов, тем выше ее вязкость. При нормальном давлении с повышением температуры вязкость нефти уменьшается, а вязкость газов возрастает. Вязкость воды составляет 1 мПа·с, нефти – от 1 до 25 мПа·с.

Текучесть – величина обратная вязкости. Чем меньше вязкость, тем больше текучесть нефти.

Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т.

По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ.

Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Температурные пределы начала и конца кипения. Нефть характеризуется не температурами кипения, а температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки судят о фракционном составе нефти и ее характеристиках.

Чем больше атомов углерода входит в состав молекул, тем выше температура кипения углеводородов. Легкие нефти закипают раньше, чем тяжелые.

Температура вспышки – это температура, при которой нефть, нагреваемая при определенных условиях, выделяет такой количество паров, которое образует с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней источника пламени.

Температура воспламенения - это температура, при которой нагреваемый при определенных условиях нефтепродукт вспыхивает (загорается) и горит не менее 5 секунд.

Температура застывания - это определенный температурный интервал при которой часть фракций нефти (или одна из фракций) становятся более вязкими и малоподвижными, а некоторые растворенные углеводороды могут выделятся в виде кристаллов. Это весьма осложняет товарно-транспортные операции и эксплуатацию нефти при низких температурах.

Температура застывания нефти и нефтепродуктов лежит в интервале температур от минус 500С до плюс 1800С.

Фракционный состав нефти. Нефть подразделяется на следующие фракции:

Фракции нефти, выкипающие при температуре: до 950С, называются петролейным эфиром, от 95-1950С - бензином, от 190-2600С – керосином,

от 260-3500С – дизельным топливом, от 350-5300С – маслами,

свыше 5300С – остатком (мазут, смола, битум).

Для нормальной нефти (плотностью 850 кг/м3) выход фракций составляет: бензиновой 27%, керосина – 13%, дизельного топлива – 12%, тяжелого газойля – 10%, смазочных масел – 20%, мазута, смол – 18%.

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(Газойль – это фракция нефти с пределами выкипания 200—500 °C. Производят дистилляцией нефти или продуктов ее переработки. При прямой перегонке нефти в условиях атмосферного давления получают атмосферный газойль (фракция с пределами выкипания 270-360 °С), при давлении 10-15

кПа - вакуумный Газойль (350-500 °С).

В зависимости от природы нефти углеводородный состав газойля изменяется в широких пределах (содержание парафино-нафтеновых углеводородов 2070%, остальное - ароматические углеводороды и примеси, содержащие гетероатомы). Атмосферный газойль - компонент дизельного топлива (до 20%) или сырье для каталитического крекинга. Вакуумный газойль — сырьё для каталитического крекинга и гидрокрекинга.

При гидрокрекинге и каталитическом крекинге вакуумного газойля, а также при термическом крекинге и коксовании нефтяных остатков (например, мазута или гудрона) получают фракции с пределами выкипания 200-360 °С (так называемый легкий газойль) и 360-500 °С (так называемый тяжелый газойль). Легкий газойль подвергают сначала облагораживанию, что позволяет значительно снизить содержание примесей гетероатомных соединений (например, содержание серы уменьшается с 0,7-1,3 до 0,2-0,5%), и используют как добавку к дизельному топливу (до 30%). Тяжелый газойль - маловязкий компонент котельного топлива (до 20%).

Гетероатомные соединения - химические соединения на основе углеводородов любой группы, содержащие один или несколько различных атомов химических элементов - серы, азота, кислорода, хлора и металлов. Соответственно их называют "серосодержащие ГАС", "азотсодержащие ГАС" и т. д.)

На заводах глубокой переработки нефти по крекинг-технологии выход бензиновой фракции доводится 45%.

Теплота сгорания – количество теплоты выделяющееся при сгорании 1 кг топлива. Для угля она составляет 33600 Дж/кг, для нефти – 43250-45500 Дж/кг, для газа – 37700-56600 Дж/кг.

Цвет нефти изменяется в широких пределах от бесцветного, светложелтого, желтого до темно-коричневого и черного. Некоторые нефти при дневном освещении имеют зеленоватый и синеватый оттенки. Люминесценция – холодное свечение веществ под действием различных факторов. Различают флюоресценцию и фосфоресценцию. Флюоресценцией называют свечение веществ непосредственно после прекращения возбуждения в течение не более 10-7 сек. Если вещество продолжает светиться более длительное время, то говорят о фосфоресценции. В ультрафиолетовых лучах легкие нефти флюоресцируют интенсивно голубым цветом, тяжелые – желто-бурым и бурым цветами.

Электропроводимость. Нефти являются диэлектриками, т.е. не проводят электрический ток.

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Оптическая активность. Нефти способны слабо вращать плоскость поляризации светового луча. Величина угла оптического вращения уменьшается с уменьшением возраста нефтей.

Молекулярный вес. Молекулярный вес сырой нефти колеблется в пределах 240-290. Наиболее тяжелые фракции нефтей – смолы и асфальтены имеют высокий молекулярный вес – 700-2000.

Коэффициент теплового расширения нефти характеризует ее способность увеличивать объем при нагревании. Коэффициент теплового расширения зависит от состава нефти.

Растворимость газов. Все углеводородные газы, начиная от метана до пентана, при обычных температурах весьма инертны к действию кислорода, щелочей и кислот. Растворяются в воде. Растворимость газов в нефтях зависит от состава нефти и газа, и возрастает по мере повышения давления. При одинаковом количестве атомов углерода в молекуле жидкого углерода при прочих равных условиях газ лучше всего растворяется в метановых нефтях, хуже в нафтеновых и хуже всего в ароматических нефтях.

Чем выше молекулярный вес газообразного углеводорода, тем он лучше растворяется в нефтях: лучше растворяется пентан, хуже всех – метан. Количество растворенного в жидкости газа называется газовым фактором. Газовый фактор нефтей возрастает с глубиной, по мере увеличения давления. На глубинах 1,5-2 км он составляет 150-200 м3/м3. Если снизить давление в пласте, то часть газа выделяется в свободную фазу.

Давление насыщения. В природных условиях нефти не всегда полностью насыщены газом. Давление (при постоянной температуре), при котором из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ в свободную фазу, называется давлением насыщения.

Обратная (ретроградная) растворимость – растворимость нефтей в газах.

В области повышенных давлений при достаточно большем объеме газовой фазы жидкие углеводороды растворяются в газе, переходя в парообразное состояние. Образуется газоконденсатная смесь (залежь).

Нефть меньше всего растворяется в метане. Добавка к метану более тяжелых газообразных углеводородов увеличивает его растворяющую способность. С повышением давления при постоянной температуре и с повышением температуры при постоянном давлении растворимость жидких углеводородов в газах увеличивается. Она падает с повышением молекулярного веса углеводородов. Хуже всего растворяются смолы и асфальтены.

Если понизить давление в пласте, то конденсат выделится в свободную фазу. Количество растворенной в газе нефти называется конденсатным фактором. Конденсатный фактор газов возрастает с глубиной, по мере увеличения давления. На глубине 3 км он составляет 200-250см3/м3, на глубине 4 км 400-

450 см3/м3.

2.Технологическая схема установки гидроочистки дизтоплива. Технологический режим.

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Ректификационная колонна. Виды, конструкция, принцип работы, обслуживание.

Ректификационные колонны делятся:

в зависимости от внутреннего устройства на тарельчатые и насадочные;

по принципу действия на периодические и непрерывные.

В установках непрерывного действия разделяемая сырая смесь поступает в колонну и продукты разделения выводятся из неё непрерывно. В установках периодического действия разделяемую смесь загружают в куб одновременно и ректификацию проводят до получения продуктов заданного конечного состава.

Принципиальная схема ректификационной колонны приведена на рисунке.

Ректификационная колонна - состоит из собственно колонны, с расположенными в ней тарелками, куба (низ колонны с испарителем Qb) и дефлегматора Qd с рефлюксной емкостью Р. Полная колонна состоит из 2 секций — укрепляющей и исчерпывающей.

Рис. Принципиальная схема ректификационной колонны, где

Qb – испаритель, Qd – дефлегматор, Р – рефлюксная емкость, F - исходная смесь, D

– дистиллят, Ф – флегма, W – кубовый остаток.

Исходная смесь F подаётся в колонну (эта часть колонны называется

зона питания), где смешивается с извлечённой жидкостью и стекает по контактным устройствам (тарелкам или насадке) исчерпывающей секции противотоком к поднимающемуся потоку пара. Достигнув низа колонны, жидкостный поток, обогащенный тяжелолетучими компонентами, подаётся в испаритель Qb колонны. В испарителе жидкость частично испаряется в результате нагрева теплоносителем и паровая фаза возвращается в исчерпывающую секцию колонны. Жидкая фаза из испарителя в виде

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кубового остатка W подается на склад готовой продукции (СГП) в виде готового продукта.

Выходящий из этой секции отгонный пар поступает в укрепляющую секцию колонны. Пройдя её, обогащенный легколетучими компонентами пар поступает в дефлегматор (Qd), где обычно полностью конденсируется подходящим хладагентом (вода, воздух). Полученная жидкость поступает в рефлюксную емкость. Из рефлюксной емкости жидкость забирается насосом и далее поток жидкости делится на 2 части: одна часть жидкости (флегма Ф) подается в верхнюю часть колонны на орошение укрепляющей секции, где по контактным устройствам стекает вниз. Другая часть жидкости (дистиллят D) является продуктовым потоком и подается на склад готовой продукции.

Минимально необходимые расходы тепла и холода, связанные с выполнением конкретного технологического процесса находят расчетным путем с использованием минимального флегмового числа, которое находится расчётным путём в предположении, что число контактных устройств, или общая высота насадки, стремится к бесконечности.

Обслуживание ректификационных колонн.

1.Ректификационные колонны ᴨеред пуском должны быть осмотрены, проверена исправность и готовность к работе всех связанных с ними аппаратов и трубопроводов, исправность контрольно-измерительных приборов, регуляторов темᴨературы и давления в колонне, измерителей уровня жидкости в нижней части колонны приемниках ректификата, ректификационных емкостях и емкостях остатка.

2.Пуск ректификационной установки в работу должен производиться строго в установленной последовательности, которая должна быть указана в технологической инструкции.

3.При работе ректификационной колонны необходимо непрерывно контролировать параметры процесса и исправность аппарата.

4.Для улавливания жидкости, которая может быть выброшена вместе с парами и газами через предохранительный клапан наружу на линии за предохранительном клапаном должен быть устанволен сепаратор. Уровень жидкости в сепараторе не должен превышать установленного предела.

5.В зимнее время на открытых установках не реже одного раза в смену необходимо проверять состояние колонны, продуктопроводов, водяных линий, дренажных отростков на паропроводах и аппарата, спускных линий и т.п.

6.В зимнее время следует обесᴨечить непрерывное движение жидкости в коммуникациях для предотвращения их разрыва. Спускные и дренажные линии, а также наиболее опасные участки для подачи воды, щелочи, других замерзающих жидкостей должны быть утеплены.

7.Необходимо следить за тем, чтобы поврежденные участки теплоизоляции ректификационных колонн и их опор своевременно исправлялись.

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Теплоизоляция должна быть чистой, исправленной и выполнена так, чтобы при утечках не могли образовываться скрытые потоки жидкости по корпусу.

8.Чистку внутренней поверхности колонны следует вести осторожно неискрящими инструментами, после выполнения всех мероприятий по подготовке колонны к остановке.

9.Отложения, снимаемые со стенок при очистке необходимо складывать в металлическую посуду и удалять в предусмотренное место.

10.При обнаружении утечки в ректификационных колоннах необходимо подать водяной пар или азот к местам пропуска для предотвращения возможного воспламенения или образования смесей взрывоопасных концентраций. При возникновении аварии или пожара после снижения внутреннего давления в аппарате необходимо подать внутрь его водяной пар или азот и производить охлаждение стенок колонны.

11.Технологические установки должны быть укомплектованы стационарными и переносными средствами пожаротушения. Комплектность и исправность ᴨервичных средств пожаротушения, стационарных или полустационарных систем пожаротушения необходимо проверять по установленному графику.

12.Колонные аппараты большой высоты (40м и более) должны быть обесᴨечены стационарными системами водяного или воздушно-ᴨенного охлаждения и тушения, состояние и наличие котоҏыҳ необходимо регулярно проверять.

4.Требование к персоналу, связанному с эксплуатацией ОПО.

(в редакции Федерального закона от 19.07.2011 N 248-ФЗ) Работники опасного производственного объекта обязаны:

соблюдать положения нормативных правовых актов, устанавливающих требования промышленной безопасности, а также правила ведения работ на опасном производственном объекте и порядок действий в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте; проходить подготовку и аттестацию в области промышленной безопасности;

незамедлительно ставить в известность своего непосредственного руководителя или в установленном порядке других должностных лиц об аварии или инциденте на опасном производственном объекте;

в установленном порядке приостанавливать работу в случае аварии или инцидента на опасном производственном объекте;

в установленном порядке участвовать в проведении работ по локализации аварии на опасном производственном объекте.

5.Противогазы: марки, правила подборки и пользования, сроки и виды проверок.

Противогазы: фильтрующие, шлановые

1.Фильтрующие противогазы применяются при наличии кислорода не менее 18%, вредных газов не более 0,5%.

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Марки коробок: А коричневая коробка от паров углеводородов, метилового спирта. От сероводорода - КДсерая, В- желтая, БКФзеленая с белой полосой. Размеры: 0- до 93, 1- 93-95, 2-95-99, 3-99-103, 4- свыше

103см. Шлем-маска, гофрированная трубка, коробка, сумка. Правила подбора шлем-маски

В настоящее время используются панорамные маски (они безразмерные).

2.Шланговые противогазы- изолирующие, когда кислорода менее 18%, вредных газов более 0,5% об., при работе в емкостях и колодцах, т. е в

замкнутых пространствах.

2.1.ПШ-1 с самовсасыванием воздуха, длина шланга 10 м, на 1 чем.

Всостав шлангового противогаза ПШ-1 входят: 1 или 2 шлем-маски, двух последовательно соединенных гофрированных трубок, к которым прикреплен армированный шланг длиной 10 м. Кроме того, в комплект входит предохранительный пояс, состоящий из ремня, плечевых лямок и сигнально-спасательной веревки. На левой лямке через угольник закреплены соединительные трубки, а на ремне — посредством скобы и гайки — шланг. 12-метровая сигнально-спасательная веревка привязана со стороны спины к лямкам пояса.

Противогаз хранится и переносится в барабане, на который плотно наматывается шланг. Лицевые части (3 ростов), гайка и паспорт, упакованы в полиэтиленовый мешок, предохранительный пояс и соединительные трубки также укладываются внутрь барабана.

Во время работы барабан со всасывающим концом шланга должен находиться в зоне пригодного для дыхания воздуха. Срок защитного действия противогаза практически ограничен лишь физическими особенностями работника.

Масса противогаза — не более 16 кг.

2.2.ПШ-2 воздухо-напорный на 2 чел длина шланга по 20м (воздуходувка). Состав. Противогаз ПШ-2 состоит из установки подачи воздуха (воздуходувки), работающей от нагнетателя с электроприводом или ручным приводом, одного или двух резинотканевых армированных воздухоподводящих шлангов длиной 20 или 40 метров (два шланга для одновременной работы двух человек), одного или двух комплектов лицевых частей, соединительных гофрированных трубок, амуниции из хлопчатобумажного, лавсанового или пропиленового материала.

Амуниция состоит из поясного ремня с плечевыми лямками и сигнально-спасательной веревки (каната). Хлопчатобумажную амуницию рекомендуется использовать во взрывоопасной атмосфере, синтетическую (лавсановую или пропиленовую) – в условиях воздействия агрессивных сред (кислоты, щелочи и т.п.)

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Противогазы комплектуются шлем-маской ШМП-1 или панорамной маской МАГ.

Противогаз имеет три исполнения:

ПШ-2-20 - одноканальный с воздухоподводящим шлангом длиной 20 м; ПШ-2-40 - одноканальный с воздухоподводящим шлангом длиной 40 м; ПШ-2-20х2 - двухканальный с двумя воздухоподводящими шлангами длиной по 20 м каждый.

Проверка противогаза:

перед применением, в свою смену 1 раз,

мастер1раз в квартал.

Время защитного действия коробки фильтрующего противогаза зависит от концентрации вредных газов и составляет время до появление постороннего запаха за коробкой.

Также коробку нельзя применять, если она помята, шихта встряхиваться и если коробка не использовалась 5 лет.

По новым правилам на сернистых объектах с содержанием сероводорода в попутном газе более 6% об. необходимо находиться или иметь при себе имеется изолированный противогаз типа ИП (фильтрующие к ним не относятся).

Б. № 3.

1. Цель и химические реакции в процессе гидроочистки бензина.

Гидроочистка — процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Основной целью гидроочистки нефтяных дистиллятов является уменьшение содержания в них сернистых, азотистых и металлоорганических соединений. При гидроочистке происходит разложение органических веществ, содержащих серу и азот. Они реагируют с водородом, циркулирующим в системе, с образованием сероводорода и аммиака, которые удаляют из системы.

Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов.

Гидроочистка наиболее распространённый процесс нефтепереработки. Гидроочистке подвергаются следующие фракции нефти:

1.Бензиновые фракции (прямогонные и каталитического крекинга);

2.Керосиновые фракции;

3.Дизельное топливо;

4.Вакуумный газойль;

5.Фракции масел.

Различают гидроочистку прямогонных бензиновых фракций и фракций бензина каталитического крекинга.

Гидроочистка бензина прямогонных бензиновых фракций направлена на получения гидроочищенных бензиновых фракций — сырья для риформинга. Процесс гидроочистки бензиновых фракций основан на реакциях гидрогенолиза и частичной деструкции молекул в среде

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

водородсодержащего газа, в результате чего органические соединения серы, азота, кислорода, хлора, металлов, содержащиеся в сырье, превращаются в сероводород, аммиак, воду, хлороводород и соответствующие углеводороды.

Гидроочистка бензина каталитического крекинга направлена на снижение серы и диеновых углеводородов в товарных бензинах.

Реакции гидрогенолиза, как и реакции гидрокрекинга, приводят к превращению парафинов в подобные же, но более низкомолекулярные углеводороды.

Гидрогенолиз (от лат. hydrogenium- водород и греч. lysis - разложение, распад) (деструктивное гидрирование), разрыв связи С—X (Х-С, N, S, О и др.) в орг. соединениях под действием водорода.

2.Технологическая схема установки гидроочистки бензина. Технологический режим.

3.Вакуумная ректификационная колонна. Конструкция, принцип и условия работы, обслуживание.

Вакуумные ректификационные колонны применяют:

для разделения термически нестойких веществ при давлении ниже 760 и до 0,5 мм рт. ст. Например, ректификация сырой смеси фенолов проводится при давлении 20—60 мм рт. ст., ректификация синтетических жирных кислот при давлении 1—20 мм рт. ст.;

Если нет опасности разложения веществ, но температуры кипения их очень высоки, чтобы исключить чрезмерный нагрев аппаратуры (например, при ректификации эфирных масел;

в некоторых случаях применением вакуума можно достичь благоприятных для процесса равновесных условий. Некоторые вещества при низких давлениях не образуют азеотропных смесей, которые получаются при атмосферном давлении. Например, смесь этиловый спирт—вода при 70 мм рт. ст. не образует азеотропа, и вакуумная ректификация при этом давлении приводит к получению чистого спирта.

также, если возможна коррозия при высоких температурах.

Вколоннах, работающих под вакуумом, при прочих равных условиях скорость паров можно значительно понизить и принять 0,8—3 м/с.

Конструкции, принцип работы, обслуживание вакуумных ректификационных колонн идентичны ректификационным колоннам.

4. Правила эксплуатации пружинных манометров.

Манометры должны проходить:

• проверку исправности манометра посадкой стрелки на «0» не реже 1 раза в смену,

•проверку работы манометра контрольным манометром, имеющим такую же шкалу и класс точности не реже 1 раза в 6 месяцев с записью в журнале,

•гос. поверку не реже 1 раза в год с установкой пломбы и клейма на стекле прибора. На пломбе указывается: год поверки и квартал.

20