Зміст
Вступ
1. Склад та властивості нафти
1.1 Склад нафти
1.2 Основні види нафтиза вуглеводневим складом
1.3 Фракційний складнафти
1.4 Води та домішок вскладі нафти
1.5 Перегонка нафти
2. Способи первинної переробки нафти
2.1 Сутність процесу та типи установок
2.2 Основні видиперегонки
2.2.1Проста перегонка
2.2.2Складна перегонка
2.2.3Перегонка з водяною парою й у вакуумі
2.3 Сировина тапродукти первинної перегонки нафти
2.4 Вибіртехнологічної схеми переробки
Висновки
Перелік використаних джерел
Вступ
Питання провихідну речовину, з якої утворилася нафта, про процеси нафтоутворення іформування нафти в концентрований поклад, у окремих покладах і родовищахдотепер ще не є остаточно вирішеними. Існує ряд думок як про вихідні для нафтиречовини, так і про причини і процеси, що обумовлюють її утворення. В останніроки завдяки працям радянських геологів, хіміків, біологів, фізиків ідослідників інших спеціальностей удалося з'ясувати основні закономірності впроцесах нафтоутворення. В даний час встановили, що нафта органічногопоходження, тобто вона, як і вугілля, виникла в результаті перетворенняорганічних речовин.
Раніше висувалисяй інші теорії утворення нафти. Наприкінці XIX ст., коли в астрономія і фізикаодержала розвиток застосування спектральних методів дослідження й у спектрахрізних космічних тіл були виявлені не тільки вуглець і водень, але івуглеводні, російський геолог Н.А.Соколов висунув космічну гіпотезу утвореннянафти. Він припускав, що коли земля була у вогненно-рідкому стані, товуглеводні з газової оболонки проникнули в масу земної кулі, а згодом приостиганні виділилися на його поверхні. Ця гіпотеза не пояснює ні географічного,ні геологічного розподілу нафтових родовищ...
Наприкінці XIXст. Д.І.Менделєєв, що звернув увагу на приуроченість відомих тоді родовищ нафтидо крайових частин гір, була висунута теорія неорганічного походження нафти.Передбачалося, що вуглеводні, що утворяться при дії води на розпечені карбідиметалів, проходили по тріщинах із глибоких шарів у зону осадової оболонкиземної кулі, де шляхом їхньої конденсації і гідрогенізації утворилися нафтовіродовища.
Ця теоріяутворення нафти не одержала визнання серед геологів і хіміків. Важко уявитисобі утворення нафти шляхом дії на карбіди металів води океанів, потрапивших вглибину землі по тріщинах земної кори, тому що ці тріщини не можуть йти такглибоко.
Крім того,наявність у земній корі великих покладів карбідів заліза, до яких можепроникнути вода океанів, дуже сумнівно.
Кількістьметалевого заліза (а не його окислів), що може потрапити з дуже глибоких зон наповерхню твердої кори — мізерна. Оксиди заліза містити карбіди металів неможуть. Імовірність же наявності карбідів металів у самому залізі також украйнезначна.
Усі приведенівище розуміння говорять про те, що в зовнішній оболонці космічного типу принаявності окисної обстановки не приходиться очікувати утворення і збереженнякарбідів заліза й інших металів у значних кількостях...
М. В. Ломоносовперший указав на зв'язок між пальними корисними копалинами — вугіллям і нафтоюі висунув вперше у світі в середині XVIII в. гіпотезу про походження нафти зрослинних залишків.
АкадемікВ.И.Вернадский звернув увагу на наявність у нафті азотистих з'єднань, щозустрічаються в органічному світі.
Попередникиакадеміка І.М.Губкіна, російські геологи Андрусов і Михайлівський такожвважали, що на Кавказу нафта утворилася з органічного матеріалу. На думкуИ.М.Губкіна, батьківщина нафти знаходиться в області древніх мілководних морів,лагун і заток. Він вважав, що вугілля і нафта — члени того самого генетичногоряду пальних копалин.
Вугілляутвориться в болотах і прісноводних водоймах, як правило, з вищих рослин. Нафтавиходить головним чином з нижчих рослин і тварин, але в інших умовах.
Нафта поступовоутворювалася в товщі різних за віком осадових порід, починаючи від найбільшдревніх осадових порід — кембрійських, виниклих 600 млн. років тому, допорівняно молодих — третинних шарів, що склалися 50 млн. років тому.
Нагромадженняорганічного матеріалу для майбутнього утворення нафти відбувалося в прибережнійсмузі, у зоні боротьби між сушею і морем...
По питанню провихідний матеріал існували різні думки. Деякі вчені думали, що нафта виникла зжирів загиблих тварин (риби, планктон і ін.), інші вважали, що головну рольграли білки, треті надавали великого значення вуглеводам. Тепер доведено, щонафта може утворитися з жирів, білків і вуглеводів, тобто з усієї сумиорганічних речовин.
І.М.Губкін давкритичний аналіз проблеми походження нафти і розділив органічні теорії на тригрупи: теорії, де переважна роль в утворенні нафти приділяється загиблимтвариною; теорії, де переважна роль приділяється загиблим рослинам, і, нарешті,теорії змішаного тваринно-рослинного походження нафти.
Остання теорія,детально розроблена І.М.Губкинім, називається сапропелітова від слова «сапропель»- глинистий іл — і є пануючої. У природі широко поширені різні видисапропелітів.
Розходження увихідній органічній речовині є однією з причин існуючої різноманітності нафт.Іншими причинами є розходження температурних умов порід, що вміщають,присутність каталізаторів і ін., а також наступні перетворення порід, з якихскладається нафта...
В минуломупроведені дослідження, у результаті яких вдалося установити рольмікроорганізмів в утворенні нафти. Т.Л. Гинзбург-Карагічева, що відкрилаприсутність у нафті різноманітних мікроорганізмів, привела у своїх дослідженняхбагато нових, цікавих відомостей. Вона встановила, що в нафтах, що ранішевважалися отрутою для бактерій, на великих глибинах йде кипуче життя, що неприпинялося мільйони років підряд.
Цілий рядбактерій живе в нафті і харчується нею, змінюючи, таким чином, хімічний складнафти. Академік І.М.Губкін у своїй теорії нафтоутворення додавав цьомувідкриттю велике значення. Гинзбург-Карагічевой установлено, що бактеріїнафтових шарів перетворюють різні органічні продукти в бітумінозні.
Під дією рядубактерій відбувається розкладання органічних речовин і виділяється водень,необхідний для перетворення органічного матеріалу в нафту...
АкадемікомН.Д.Зелінським, професором В.А.Соколовом поруч з іншими дослідниками великезначення в процесі нафтоутворення придавалось радіоактивним елементам. Дійсно,доведено, що органічні речовини під дією альфа-променів розпадаються швидше іпри цьому утворюється метан і ряд нафтових вуглеводнів.
АкадемікН.Д.Зелінський і його учні установили, що велику роль у процесі нафтоутворенняграють каталізатори.
У більш пізніхроботах академік Зелінський довів, що вхідні до складу тваринних і рослиннихзалишків пальмітинова, стеаринова й інша кислоти при впливі хлористого алюмініюв умовах порівняно невисоких температур (150-400о) утворять продукти, похімічному складі, фізичним властивостям і зовнішньому вигляду схожі на нафту.Професор А.В. Фрост установив, що замість хлористого алюмінію — каталізатора,відсутнього в природі, — його роль у процесі нафтоутворення грають звичайніглини, глинисті вапняки й інші породи, що містять глинисті мінерали.
Мета роботиполягає в проведенні аналізу літературних джерел щодо складу та первинноїпереробки нафти.
Завдання роботи:
1) проаналізувати склад нафти;
2) розглянути основнівластивості нафти;
3) проаналізувати основніособливості первинної переробки нафти.
1.Склад та властивості нафти1.1 Склад нафти
Нафта — рідинавід ясно-коричневого (майже безбарвна) до темно-бурого (майже чорного) кольору(хоча бувають екземпляри навіть смарагдово-зеленої нафти). Середня молекулярнамаса 220-300 г/моль (рідко 450-470). Густина 0,65-1,05 (звичайно 0,82-0,95)г/см3; нафта, щільність якої нижче 0,83, називається легкою,0,831-0,860 — середньою, вище 0,860 — важкою. Вона містить велику кількістьрізних органічних речовин і тому характеризується не температурою кипіння, атемпературою початку кипіння рідких вуглеводнів (звичайно >28 °C, рідше 100°C у випадку важких нафт) і фракційним складом — виходом окремих фракцій, щопереганяються спочатку при атмосферному тиску, а потім під вакуумом увизначених температурних межах, як правило до 450-500 °С (википає ~ 80 % обсягупроби), рідше 560-580 °С (90-95 %). Температура застигання від +60 до + 30 °C;залежить переважно від вмісту в нафті парафіну (чим його більше, тимтемпература застигання вище) і легких фракцій (чим їхній більше, тим цятемпература нижче). В'язкість змінюється в широких межах (від 1,98 до 265,90 мм3/сдля різних нафт, що добуваються в світі), визначається фракційним складом нафтиі її температурою (чим вона вище і більше кількість легких фракцій, тим нижчев'язкість), а також вмістом смолисто-асфальтових речовин (чим їх більше, тимв'язкість вище). Питома теплоємність 1,7-2,1 кдж/(кг•К); питома теплотазгоряння (нижча) 43,7-46,2 МДЖ/кг; діелектрична проникність 2,0-2,5; електричнапровідність від 2•10-10 до 0,3•10-18 Ом-1см-1.
Нафта — легкозаймиста рідина; температура спалаху від +35 до +121 °C (залежить відфракційного складу і вмісту в ній розчинених газів). Нафта розчинна ворганічних розчинниках, у звичайних умовах не розчинна у воді, але можеутворювати з нею стійкі емульсії. У технології для відділення від нафти води ірозчиненої в ній солі проводять зневоднювання і знесолення [7].
У зв'язку зішвидким розвитком у світі хімічної і нафтохімічної промисловості потреба внафті збільшується не тільки з метою підвищення вироблення палив і олій, але іяк джерела коштовної сировини для виробництва синтетичних каучуків і волокон,пластмас, ПАР, миючих засобів, пластифікаторів, присадок, барвників і ін.(більш 8 % від обсягу світового видобутку). Серед одержуваних з нафти вихіднихречовин для цих виробництв найбільше застосування знайшли: парафіновівуглеводні — метан, етан, пропан, бутани, пентани, гексани, а такожвисокомолекулярні (10-20 атомів вуглецю в молекулі); нафтенові — циклогексан;ароматичні вуглеводні — бензол, толуол, ксилоли, етилбензол; олефінові і диолефінові- етилен, пропілен, бутадієн; ацетилен. Виснаження ресурсів нафти, зростанняцін на неї викликали інтенсивний пошук замінників рідких палив.
По хімічноюприродою і походженням нафта близька до природних горючих газів, озокеритові, атакож асфальтові. Іноді всі ці горючі копалини об`єднуються під загальноюназвою петроліти і відносяться до ще більш великої групи так званихкаустобіолітів — горючих мінералів біогенного походження, що включають такожвикопні тверді палива — торф, буре і кам'яне вугілля, антрацит, сланці. Поздатності розчинятися в органічних рідинах (сірковуглеці, хлороформі,спиртобензольній суміші) нафта, як і інші петроліти, а також речовини, що вилучаютьсяцими розчинниками з торфу, викопного вугілля або продуктів їх переробки,прийнято відносити до групи бітумів [1].
Нафта являє собоюсуміш близько 1000 індивідуальних речовин, з яких велика частина — рідківуглеводні (> 500 або звичайно 80-90 % по масі) і гетероатомні органічнісполуки (4-5 %), переважно сірчисті (близько 250), азотисті (> 30) і кисневі(близько 85), а також металоорганічні з'єднання (в основному ванадієві інікелеві); інші компоненти — розчинені вуглеводневі гази (C1-C4,від десятих часток до 4 %), вода (від слідів до 10 %), мінеральні солі(головним чином хлориди, 0,1-4000 мг/л і більш), розчини солей органічнихкислот і ін., механічні домішки (частки глини, піску, вапняку).
В основному внафті представлені парафінові (звичайно 30-35, рідше 40-50 % за об`ємом) інафтенові (25-75 %). У меншому ступені — сполуки ароматичного ряду (10-20,рідше 35 %) і змішаної будови (наприклад, парафіно-нафтенові,нафтено-ароматичні).
Елементний складнафти і гетероатомні компоненти
Поряд звуглеводнями до складу нафти входять речовини, що містять допоміжні атоми.Сірковмісні — H2S, меркаптани, моно- і дисульфіди, тіофени ітіофани, а також поліциклічні і т.п. (70-90 % концентрується в залишковихпродуктах — мазуті і гудроні); азотвмісні — переважно гомологи піридину,хіноліну, індолу, карбазолу, піролу, а також порфірини (здебільшого концентруєтьсяу важких фракціях і залишках); кисеньвмісні — нафтенові кислоти, феноли,смолисто-асфальтенові й ін. речовини (зосереджені звичайно у висококиплячихфракціях). Елементний склад (%): С — 82-87, Н — 11-14,5, S — 0,01-6 (рідко до8), N — 0,001-1,8, O — 0,005-0,35 (рідко до 1,2) і ін. Усього в нафті виявленобільш 50 елементів. Так, поряд зі згаданими в нафті присутні V(10-5 — 10-2%),Nі(10-4-10-3%), Cl (від слідів до 2o10-2%) і т.д. Вміст зазначених сполук ідомішок у сировині різних родовищ коливається в широких межах, тому говоритипро середній хімічний склад нафти можна тільки умовно.1.2 Основні види нафти за вуглеводневим складом
Клас вуглеводнів,за яким нафті дається найменування, повинні бути присутнім у кількості більш 50%. Якщо присутні вуглеводні також і інших класів і один із класів складає неменш 25 %, виділяють змішані типи нафти: метано-нафтенові, нафтено-метанові,ароматично-нафтенові, нафтено-ароматичні, ароматическо-метанові іметано-ароматичні; у них першого компонента міститься більш 25 %, другого — більш 50 %. Сира нафта безпосередньо не застосовується. Для одержання з неїтехнічно цінних продуктів, головним чином моторних палив, розчинників, сировинидля хімічної промисловості, її піддають переробці [5].
Сирою нафтоюназивають нафта, одержувану безпосередньо зі шару. При виході з нафтового шарунафта містить частки гірських порід, воду, а також розчинені в ній солі і гази.Ці домішки викликають корозію устаткування і серйозні утруднення притранспортуванні і переробці нафтової сировини. Таким чином, для експорту абодоставки у віддалені від місць видобутку нафтопереробні заводи необхіднийпромислова обробка сирої нафти: з неї віддаляється вода, механічні домішки,солі і тверді вуглеводні, виділяється газ. Газ і найбільш легкі вуглеводнінеобхідно виділяти зі складу сирої нафти, тому що вони є цінними продуктами, іможуть бути загублені при її зберіганні. Крім того, наявність легких газів притранспортуванні сирої нафти по трубопроводу може привести до утворення газовихмішків на ділянках траси. Очищену від домішок, води і газів сиру нафтупоставляють на нафтопереробні заводи (НПЗ), де в процесі переробки з неїодержують різні види нафтопродуктів. Якість, як сирої нафти, так інафтопродуктів, одержуваних з неї, визначається її складом: саме він визначаєнапрямок переробки нафти і впливає на кінцеві продукти.
Найважливішимихарактеристиками властивостей сирої нафти є: густина, вміст сірки, фракційнийсклад, а також в'язкість і вміст води, хлористих солей і механічних домішок.
Густина нафти,залежить від вмісту важких вуглеводнів, таких як парафіни і смоли. Для їївираження використовується як відносна густина нафти, виражена в г/см3,так і густина нафти, виражена в одиницях Американського інституту нафти — APІ,вимірювана в градусах.
За густиною можнаорієнтовно судити про вуглеводневий склад сирої нафти і нафтопродуктів,оскільки її значення для вуглеводнів різних груп по-різному. Більш високагустина сирої нафти вказує на більший вміст ароматичних вуглеводнів, а більшнизька — на більший вміст парафінових вуглеводнів. Вуглеводні нафтенової групизаймають проміжне положення. Таким чином, величина густини до відомого ступенябуде характеризувати не тільки хімічний склад і походження продукту, але і йогоякість. Найбільш якісними і цінними є легкі сорти сирої нафти (російськаSіberіan Lіght). Чим менше густина сирої нафти, тим легше процес її переробки івище якість одержуваних з неї нафтопродуктів [7].
За вмістом сіркисиру нафту в Європі і Росії підрозділяють на малосірчисту (до 0,5%), сірчисту(0,51-2%) і високосірчисту (більш 2%), у США — на солодку (до 0,5%),середньосолодку/середньокислу (0,51-2%) і кислу (більш 2%). Класифікація,прийнята в США, що здається на перший погляд незвичайною, має, однак, прямевідношення до смаку. На зорі видобутку нафти в Пенсільванії, одержуваний з неїгас використовувався як лампова олія для освітлення приміщень. Гас з великимвмістом сірки давав огидний запах при згорянні, тому більше цінувався гас знизьким вмістом сірки, солодкий на смак. Звідси і відбулася ця термінологія.
Нафта є сумішшюдекількох тисяч хімічних сполук, більшість з яких — комбінація атомів вуглецю іводню — вуглеводні; кожна з цих сполук характеризується власною температуроюкипіння, що є найважливішою фізичною властивістю нафти, широко використовуваниму нафтопереробній промисловості. На кожній зі стадій кипіння нафтивипаровуються певні сполуки, цей процес називають перегонкою нафти. Сполуки, щовипаровуються в заданому проміжку температури, називаються фракціями, атемператури початку і кінця кипіння — границями кипіння фракції або межамивикипання. Фракції, що википають до 350°С, називають світлими дистилятами.Фракція, що википає вище 350°С, є залишком після добору світлих дистилятів іназивається мазутом. Мазут і отримані з нього фракції — темні. Назви фракціямпривласнюються в залежності від напрямку їхнього подальшого використання.
Різні нафтисильно відрізняються за складом. У легкій нафті (lіght oіl) звичайно більшебензину, нафти і гасу, у важких — газойлю і мазуту. Найбільш поширені нафти зівмістом бензину 20-30%.
Присутністьмеханічних домішок у складі сирої нафти порозумівається умовами її залягання іспособами видобутку. Механічні домішки складаються з часток піску, глини йінших твердих порід, що, осідаючи на поверхні води, сприяють утворенню нафтовоїемульсії. У відстійниках, резервуарах і трубах при підігріві сирої нафтичастина механічних домішок осідає на дні і стінках, утворити шар бруду і твердогоосаду. При цьому зменшується продуктивність устаткування, а при відкладенніосаду на стінках труб зменшується їхня теплопровідність. Масова часткамеханічних домішок до 0,005% включно оцінюється як їхня відсутність.
В'язкістьвизначається структурою вуглеводнів, що складають нафту, тобто їхньою природоюі співвідношенням, вона характеризує властивості розпилення і перекачуваннянафти і нафтопродуктів: чим нижче в'язкість рідини, тим легше здійснювати їїтранспортування по трубопроводах, робити її переробку. Особливо важлива цяхарактеристика для визначення якості маслених фракцій, одержуваних припереробці нафти і якості стандартних мастил. Чим більше в'язкість нафтовихфракцій, тим більше температура їхній википан.1.3 Фракційний склад нафти
Найважливішимпоказником якості нафти є фракційний склад.
Фракційний складвизначається при лабораторній перегонці з використанням методу поступовоговипару, у процесі якої при поступово підвищується температурі з нафтивідганяють частини — фракції, що відрізняються одна від одної межами википання.Кожна з фракцій характеризується температурами початку і кінця кипіння [7].
Промисловаперегонка нафти ґрунтується на схемах з так називаним однократним випаром іподальшою ректифікацією.
Фракції, щовикипають до 350оС, відбирають при тиску трохи вищому атмосферного,називають світлими дистилятами(фракціями). Назви фракціям привласнюються взалежності від напрямку їхнього подальшого використання. В основному, приатмосферній перегонці одержують наступні світлі дистиляти: 140оС(початок кипіння) — бензинова фракція, 140-180оС — лігроїновафракція(важка нафта), 140-220оС (180-240оС ) — гасовафракція, 180-350оС (220-350оС, 240-350оС) — дизельна фракція (легкий або атмосферний газойль, соляровий дистилят).
Фракція, щовикипає вище 350оС є залишком після добору світлих дистилятів іназивається мазутом. Мазут розганяють під вакуумом і в залежності відподальшого напрямку переробки нафти одержують наступні фракції: для одержанняпалив — 350-500оС вакуумний газойль (дистилят), >500оСвакуумний залишок (гудрон); для одержання олій — 300-400оС (350-420оС)легка маслена фракція (трансформаторний дистилят), 400-450оС(420-490оС) середня маслена фракція (машинний дистилят), 450-490оСважка маслена фракція (циліндровий дистилят), >490оС гудрон.Мазут і отримані з нього фракції — темні.
У такий спосібфракціонування — це поділ складної суміші компонентів на більш прості сумішіабо окремі складові [8].
Продукти,одержувані як при первинній, так і при вторинній переробці нафти, відносять досвітлих, якщо вони википають до 350оС, і до темних, якщо межівикипан 350оС і вище.
Нафти різнихродовищ помітно відрізняються за фракційним складом, вмістом світлих і темнихфракцій.
У технічнихумовах на нафту і нафтопродукти нормуються:
температурапочатку кипіння;
температура, приякій відганяється 10,50,90 і 97.5% від завантаження, а також залишок увідсотках;
іноді лімітуєтьсятемпература кінця кипіння.
1.4 Води та домішок в складі нафти
При видобутку іпереробці нафта двічі змішується з водою: при виході з великою швидкістю зі шаруразом із супутньою їй пластовою водою й у процесі знесолення, тобто промиванняпрісною водою для видалення хлористих солей.
У нафті інафтопродуктах вода може утримуватися у вигляді простої суспензії, тоді воналегко відстоюється при зберіганні, або у вигляді стійкої емульсії, тоді вдаютьсядо особливих прийомів зневоднювання нафти.
Утворення стійкихнафтових емульсій приводить до великих фінансових утрат. При невеликому вмістіпластової води в нафті здорожується транспортування її по трубопроводах, томущо збільшується в'язкість нафти, що утворить з водою емульсію. Після відділенняводи від нафти у відстійниках і резервуарах частина нафти скидається разом зводою у вигляді емульсії і забруднює стічні води [2].
Частина емульсіїуловлюється пастками, збирається і накопичується в земляних коморах і нафтовихставках, де з емульсії випаровуються легкі фракції і вона забруднюєтьсямеханічними домішками. Такі нафти одержали назва «комірні нафти».Вони високонаводнені і смолисті, з великим вмістом механічних домішок, важкозбезводнюються.
Вміст води внафті є самим вагомим поправним показником при обчисленні маси нетто нафти помасі брутто. Цей показник якості, поряд з механічними домішками і хлористимисолями, входить у рівняння для визначення маси баласту.
Присутня в нафті,особливо з розчиненими в ній хлористими солями, вода ускладнює її переробку,викликаючи корозію апаратури.
Наявна вкарбюраторному і дизельному паливі, вода знижує їх теплотворну здатність,засмічує і викликає закупорку форсунок.
При зменшеннітемператури кристалики льоду засмічують фільтри, що може служити причиноюаварій при експлуатації авіаційних двигунів.
Вміст води в оліїпідсилює її схильність до окислювання, прискорює процес корозії металевихдеталей, що стикаються з олією.
Отже, водавпливає як на процес переробки нафти, так і на експлуатаційні властивостінафтопродуктів і кількість її повинна нормуватися.
Збіжність — дварезультати визначень, отримані одним виконавцем, визнаються достовірними (з95%-ний довірчою імовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує: 0.1 см3 — при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см3; 0.1 см3або 2% від середнього значення обсягу (у залежності від того, яка з цих величинбільше) — при обсязі води більш 1.0 см3.
Відтворюваність — два результати дослідів, отримані в двох різних лабораторіях ( з 95%-ноюдовірчою імовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує:
— 0.1 см3 — при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см3;
— 0.2 см3або 10% від середнього значення обсягу (у залежності від того, яка з цихвеличин більше) — при обсязі води понад 1.0 см3 до 10 см3;
— 5% від величинисереднього результату — при обсязі води більш 10 см3.
Відповідно доДержстандарту 2477-65 масова частка води повинна складати не більш ніж 0.5%-1%у залежності від ступеня підготовки нафти.
Присутністьмеханічних домішок пояснюється умовами залягання нафти і способами їхвидобутку.
Механічні домішкинафти складаються зі зважених у ній високодисперсних часток піску, глини йінших твердих порід, що, адсорбуються на поверхні глобул води, сприяютьстабілізації нафтової емульсії. При перегонці нафти домішки можуть частковоосідати на стінках труб, апаратури і трубчастих печей, що приводить до прискоренняпроцесу зносу апаратури [7].
У відстійниках,резервуарах і трубах при підігріві нафти частина високодисперсних механічнихдомішок коагулює, випадає на дно і відкладається на стінках, утворити шар брудуі твердого осаду. При цьому зменшується продуктивність апаратів, а привідкладенні осаду на стінках труб зменшується їхня теплопровідність.
У ДСТ 6370-83приводяться наступні оцінки вірогідності результатів визначення змістумеханічних домішок при довірчій імовірності 95%.
Масова часткамеханічних домішок до 0.005% включно оцінюється як їх відсутність.
ДСТ 9965-76 такожустановлює масову болю механічних домішок у нафтах, що може бути не більш0.05%.
Сірка і їїсполуки є постійними складовими частинами сирої нафти. По хімічній природі — цесполуки сульфідів, гомологів тіофана і тіофена. Крім зазначених сполук, удеяких нафтах зустрічаються сірководень, меркаптани і дисульфіди.
Меркаптани аботіоспирти — легколетучі рідини з надзвичайно огидним запахом; сульфіди аботіоефіри — нейтральні речовини, що нерозчиняються у воді, але розчиняються внафтопродуктах; дисульфіди або полісульфіди — важкі рідини з неприємнимзапахом, що легко розчиняються в нафтопродуктах, і дуже мало у воді; тіофен — рідина, що не розчиняється у воді.
Сполуки сірки внафтах, як правило, є шкідливою домішкою. Вони токсичні, мають неприємнийзапах, сприяють відкладенню смол, у сполуках з водою викликають інтенсивнукорозію металу. Особливо в цьому відношенні небезпечні сірководень імеркаптани. Вони володіють високою корозійною здатністю, руйнують кольоровіметали і залізо. Тому їхня присутність у товарній нафті не припустимо.
Точність методувизначення сірки відповідно до Держстандарту 1437-75 виражається наступнимипоказниками:
схожість — результати визначення, отримані послідовно одним лаборантом, визнаютьсядостовірними (при довірчій імовірності 95%), якщо розбіжність між ними неперевищує встановлених значень;
відтворюваність — результати аналізу, отримані в двох різних лабораторіях, визнаютьсядостовірними (при довірчій імовірності 95%). 1.5 Перегонканафти
В'язкість єнайважливішою фізичною константою, що характеризує експлуатаційні властивостікотелень, дизельних палив і інших нафтопродуктів. Особливо важлива цяхарактеристика для визначення якості маслених фракцій, одержуваних припереробці нафти і якості стандартних мастил.
За значеннямв'язкості судять про можливості розпилення і перекачування нафтопродуктів, притранспортуванні нафти по трубопроводах, палив у двигунах і т.д.
Визначаєтьсяструктурою вуглеводнів, що складають нафту і нафтопродуктів, тобто їх природоюі співвідношенням. Серед різних груп вуглеводнів, найменшу в'язкість маютьпарафінові, найбільшу — нафтенові вуглеводні [5].
Можна додати, щочим більше в'язкість нафтових фракцій, тим більше температура їхній википан.
Визначенняв'язкості відповідно до Держстандарту 33-82 «Нафтопродукти. Методивизначення кінематичної і розрахунок динамічної в'язкості встановлює наступнінорми точності визначення в'язкості: збіжність припускає, що розбіжність результатівпослідовних визначень отриманих одним і тем же лаборантом, що працює на томусамому віскозиметрі, в ідентичних умовах на тому самому продукті, не повиннеперевищувати 0.35% від середнього арифметичного значення (з 95% довірчоюімовірністю); відтворюваність — розбіжність результату двох визначень,отриманими різними лаборантами, які працюють в різних лабораторіях, на томусамому продукті, не повинне перевищувати 0.72% від середнього арифметичного (з95% довірчою імовірністю).
Перегонка нафти,що містять солі, стає неможливої через інтенсивну корозію апаратури, а такожчерез відкладення солей у трубах печей і теплообмінниках. У результаті можутьпрогоріти грубні труби і виникнути пожежа, безупинно підвищуватися тиск насировинних грубних насосах унаслідок зменшення діаметра грубних труб і,нарешті, цілком припиниться подача сировини в піч.
Основним кородуючимфактором є присутність хлоридів у нафті. При підігріві нафти до 1200Cі вище в присутності навіть слідів води відбувається інтенсивний гідроліз хлоридівз виділенням сильно кородуючого агента — хлористого водню HCl.
Гідроліз хлоридівйде відповідно до наступних рівнянь [5]:
MgCl2+ H2O = MgOHCl + HCl
MgCl2+ 2H2O = Mg(OH)2 + 2HCl
З підвищеннямтемператури швидкість гідролізу хлоридів значно збільшується. З хлоридів, щоутримуються в нафті, найбільше легко гідролізується хлористий магній, за нимхлористий кальцій і складніше за всіх гідролізується хлористий натрій.
При перегонцісірчистих нафт сірководень реагує з залізом і утворює сульфід заліза, щорозчиняється не у воді, що у виді тонкої плівки покриває стінки апаратів і,таким образів, захищає апаратуру від подальшого впливу корозії. Але хлористийводень, що виділився, розкладає цю захисну плівку, при цьому виділяються новіпорції сірководню й утвориться нерозчинне у воді хлористе залізо. У результатіоголюється поверхня металу і протікає інтенсивна сполучена корозія сірководнемі хлористим воднем.
Наявність значноїкількості мінеральних солей у мазутах, що являють собою залишок при перегонці нафтиі використовуються як казанове паливо приводить до відкладення солей у топках,на зовнішніх стінках нагрівальних труб. Це приводить до зниження тепловіддачіі, отже, до зниження коефіцієнта корисної дії печі.
Таким чином,переробка таких нефтей може здійснюватися тільки після обов'язкового знесоленняі зневоднювання.
ДСТ 21534установлює два методи визначення хлористих солей у нафті: титруванням водногоекстракту (метод А) і неводним поценціометричним титруванням (метод Б).
Здатність молекулрідини виходити через вільну поверхню назовні, утворити пара, називаютьвипаровуваністю. Над поверхнею кожної рідини унаслідок випару знаходиться пара,тиск якого може зростати до визначеної межі, що залежить від температури іназивається тиском насиченої пари. При цьому тиск пари і рідини буде однаковим,пара і рідина виявляються в рівновазі і пара стає насиченим. При цьому, числомолекул, що переходять з рідини в пару дорівнює числу молекул, що робитьзворотний перехід.
Тиск насиченихпарів з підвищенням температури росте. Утворення насичених пар приводить дотого, що тиск на вільній поверхні не може бути нижче тиску насичених пар [8].
Для нафти інафтопродуктів і інших складних багатокомпонентних систем тиск насиченої парипри даній температурі є складною функцією складу і залежить від співвідношенняобсягів просторів, у яких знаходиться пара і рідина.
Тиск насиченихпар характеризує інтенсивність випару, пускові якості моторних палив ісхильність їх до утворення парових пробок.
Притранспортуванні нафти, що містить парафін, по трубопроводах на їх стінках, атакож на деталях устаткування часто відкладається парафін. Це пояснюється яктим, що температура стінок трубопроводу може бути нижче, ніж у рідини, щоперекачується, так і тим, що частки парафіну, що виділилися з нафти унаслідоквисокої концентрації або коливання температури на різних ділянках трубопроводу,прилипають до його стінок. Це приводить до зменшення ефективного перетину трубі устаткування, що у свою чергу вимагає підвищення тиску в насосів дляпідтримки необхідної витрати (обсягу рідини, що протікає,) і може привести дозниження продуктивності всієї системи.
Таким чином,знання вмісту в нафті і нафтопродуктах кількості парафіну і температури йогомасової кристалізації дозволяє визначити технологічний режим експлуатаціїмагістральних трубопроводів.
ДСТ 11851-85регламентує два методи визначення парафіну. Метод А полягає в попереднімвидаленні асфальто-смолистих речовин з нафти, їхній екстракції й адсорбції, інаступного виділення парафіну сумішшю ацетону і толуолу при температурі мінус20ос. При використанні методу Б попереднє видалення асфальто-смолистих речовинздійснюється вакуумною перегонкою з добором фракцій 250-550оС івиділення парафіну розчинниками (суміш спирту й ефіру) при температурі мінус 20оС.
2. Способи первинної переробки нафти2.1 Сутністьпроцесу та типи установок
У технології нефтепереработки до первинної перегонкивідносять процеси атмосферної перегонки нафти і вакуумної перегонки мазуту. Їхпризначення складається в поділі нафти на фракції для наступної переробки абовикористання як товарних нафтопродуктів. Ці процеси здійснюють відповідно на так званих атмосфернихтрубчастих і вакуумних трубчастих або атмосферно-вакуумних трубчастих установках. На установках AT здійснюють неглибокуперегонку нафти з одержанням бензинових, гасових, дизельних фракцій і мазуту.Установки ВТ призначені для поглиблення переробки нафти. Одержувані на них змазуту газойлеві, масляні фракції і гудрон використовують як сировину процесіввторинної переробки нафти з метою виробництва палива, мастил, коксу, бітумів іінших нафтопродуктів. У залежності від напрямку використання фракцій установкипервинної перегонки нафти прийнято іменувати паливні, масляні або паливно-маслянимиі відповідно до цього — варіанти переробки нафти. Принципові схеми установокпервинної перегонки нафти показані на мал. 1.
/>
Рис. 1. Принципові схеми установок первинної перегонки нафти: AT (а), ВТпаливна (б), ВТ масляна (в), АВТ паливно-масляна (г):
1 — теплообмінник; 2 — трубчаста піч; 3 — холодильник,конденсатор-холодильник; 4 – атмосферна колона; 5 — відгінна колона; 6 — газосепаратор; 7 — вакуумна колона;
І — нафта; ІІ — легкий бензин; ІІІ — углеводородный газ; ІV — важкийбензин; V — водяна пара; VІ — гас; VІІ — легке дизельне паливо; VІІІ — важкедизельне паливо; ІX — мазут; X — неконденсаційні гази і водяна пара в системи,що створює вакуум; XІ — широка масляна фракція (вакуумний газойль); XІІ — гудрон;XІІІ – малов`язка масляна фракція; XІ – середньов`язкая масляна фракція; XV — грузла масляна фракція. 2.2 Основнівиди перегонки2.2.1 Проста перегонка
Проста перегонка здійснюється шляхом поступового,однократного і багаторазового випаровування рідких сумішей.
/>
Рис. 2. Схеми простої перегонки: а — поступова; б — однократна; в — дворазова; 1 — куб; 2 — кип'ятильник; 3 — конденсатор; 4 — приймач; 5 — сепаратор; І — сировина; ІІ — відгін; ІІІ — залишок; ІV — відгіндругої ступіні; V — залишок другої ступіні.
Перегонка з поступовим випарюванням (мал. 2, а) складається впоступовому безперервному нагріванні рідкої суміші в кубі 1 від початкової докінцевої температури при безперервному відводі пару, що утворюється,конденсації їх в апараті 3 і зборі в приймачі 4 цілком або виведенні з ньогоперіодично окремими фракціями [7].
Цей спосіб перегонки нафти і нафтопродуктів переважнозастосовують у лабораторній практиці при визначенні фракційного складу за ДСТ2177-82 на стандартному апараті періодичної дії; аналіз дає можливість судитипро технічну цінність нафти й експлуатаційних властивостей нафтопродукту.
Перегонка однократним (рівноважним) випарюванням (мал. 2, б).Вихідну рідку суміш безупинно подають у кип'ятильник 2, де вона нагрівається допевної кінцевої температури при фіксованому тиску; що утворилися і досяглистани рівноваги парова і рідка фази однократно розділяються в адіабатичномусепараторі 5. Парова фаза, пройшовши конденсатор 3, надходить у приймач 4,відкіля безупинно відводиться як дистилят (відгон). З низу сепаратора 5безупинно виділяється рідка фаза — залишок.
Відношення кількості пар, що утворився, при однократномувипаровуванні до кількості вихідної суміші називають часток відгону.
Перегонка з однократним випаровуванням забезпечує великучастку відгону, чим з поступовим при однакових температурі і тиску. Цю важливуперевагу використовують у практиці перегонки нафти для досягнення максимальноговипару при обмеженій температурі нагрівання внаслідок розкладання (крекінгу)окремих компонентів нафти.
Багаторазове випаровування полягає в послідовному повторенніпроцесу однократного випару при більш високих температурах (або низьких тисках)стосовно залишку, отриманому від попереднього однократного випару рідкоїсуміші. На мал. 2, в показана схема дворазової перегонки. Залишок однократноговипару першої ступіні після нагрівання до більш високої температури надходить усепаратор другого ступіня, з верхньої частини якого відбирають відгін другогоступіня, а з нижнього — залишок другого ступіня.
Способи перегонки з однократним і багаторазовим випаром маютьнайбільше значення в здійсненні промислової переробки нафти на установкахбезперервної дії. Так, прикладом процесу однократного випару є зміна фазовогостану (частки відгону) нафти при нагріванні в регенеративних теплообмінниках ів змійовику трубчастої печі з наступним відділенням парової від рідкої фази всекції живлення ректифікаційної колони [7].
Проста перегонка, особливо варіант з однократним випаром, недає чіткого поділу суміші на складові компоненти. Для підвищення чіткостіподілу перегонку ведуть з дефлегмацією або з ректифікацією.2.2.2 Складна перегонка
Перегонка з дефлегмацією заснована на частковій конденсаціїпари, що утвориться при перегонці, і поверненні конденсату (флегми) назустрічпотоку пари. Завдяки цьому однократному й однобічному масообміну міжзустрічними потоками пари і рідини, що ідуть із системи пари додатковозбагачуються низкокиплячими компонентами, тому що при частковій конденсації зних переважно виділяються висококиплячі складові частини.
Дефлегмацію здійснюють а спеціальних за конструкцією поверхневихконденсаторах повітряного або водяного охолодження, розташовуваних надперегінним кубом.
Перегонка з ректифікацією дає більш високу чіткість поділусумішей у порівнянні з перегонкою з дефлегмацією. Основою процесу ректифікаціїє багаторазовий двосторонній масообмін між рухаючимися противотоком парами ірідиною суміші, що переганяється. Цей процес здійснюють у ректифікаційнихколонах. Для забезпечення більш тісного зіткнення між зустрічними потоками париі рідини ректифікаційні колони обладнані контактними пристроями — тарілками абонасадкою. Від числа таких контактів і від кількості флегми (зрошення), щостікає назустріч парам, в основному залежить чіткість поділу компонентів суміші[2].
Сучасна промислова технологія первинної перегонки нафти основанана процесах одно- і багаторазової перегонки з наступною ректифікацією утворенихпарової і рідкої фаз. Перегонку з дефлегмацією і періодичною ректифікацією, таксамо як перегонку з поступовим випаром, застосовують у лабораторній практиці.2.2.3 Перегонка з водяною парою й у вакуумі
Нафтові суміші термічно нестійкі. Серед вхідних до їх складукомпонентів менш стійкі до нагрівання сірчисті й асфальтосмолисті сполуки.Парафінові вуглеводні термічно менш стійкі, чим нафтенові. Останні принагріванні легше розкладаються, чим ароматичні. Термічна стабільність нафтовихсумішей залежить в основному від температури нагрівання і часу її впливу. Порігтермічної стабільності для безперервної перегонки вище, ніж для періодичної. Напрактиці нафта й отримані з неї продукти (мазут, масляні фракції) можна безпомітного розкладання нагрівати до наступних температур, °С: Перегонка безперервна на промислових установках періодична лабораторна Малосірчиста високопарафіниста і малосмолиста нафта 370-380 350-360 мазут 420-425
Сірчиста парафіниста смолиста нафта
мазут для одержання
паливних фракцій
масляних фракцій
широка масляна фракція
375-385
400-410
390-400
350-360 330-340
Високосірчиста парафіниста високосмолиста нафта
мазут
370-380
390-400 320-330
Розкладання приперегонці погіршує експлуатаційні властивості нафтопродуктів: знижує їхв'язкість, температуру спалаху, стабільність до окислювання. З метою зменшеннярозкладання обмежують час перебування нафтових залишків при високих температурах.Час перебування, що рекомендується, мазуту в нижній частині атмосферної колонине більш 5 хв, гудрону в низу вакуумної колони -2-5 хв.
Коли температуракипіння нафтової суміші при атмосферному тиску перевищує температуру їїтермічного розкладання, при перегонці застосовують вакуум і водяну пару. Вакуумзнижує температуру кипіння. Дія водяної пари аналогічна дії вакууму: знижуючипарціальний тиск компонентів суміші, вона викликає кипіння її при меншійтемпературі. Водяной пар використовують як при атмосферної, так і при вакуумнійперегонці. При ректифікації його застосовують для відпарювання низкокипящихфракцій від мазуту і гудрону, з паливних і масляних фракцій. Сполучення вакуумуз водяною парою при перегонці нафтових залишків забезпечує глибокий добірмасляних фракцій (до 530-580 °С) [7].
Однак дія водяноїпари як отпаривающего агента обмежено. Оскільки теплота на випар віднімаєтьсявід рідини, що переганяється, то в міру збільшення витрати водяної паритемпература її і, отже, тиск насичених пар знижуються. Отпарка поступовознижується, тому що тиск насичених пар рідини порівнюється з парціальним тискомнафтових пар. Найбільш ефективним є витрата водяної пари в межах 2-3% насировину відгінної колони при числі теоретичних ступіней контакту 3-4. У цихумовах кількість отпариваемых з мазуту низкокипящих компонентів досягає 14-23%.
Температураводяної пари повинна бути не нижче температури нафтопродукту, що переганяється,щоб уникнути його обводнювання. Звичайно застосовують пару з температурою 380-4200С, тиском 0,2-0,3 Мпа.
Технологіяперегонки з водяною парою має свої переваги. Поряд зі зниженням парціальноготиску нафтових пар, водяна пара інтенсивно перемішує киплячу рідину,запобігаючи можливі місцеві перегріви її, збільшує поверхня випару за рахунокутворення міхурів і струменів.
Водяной парзастосовують також для інтенсифікації нагрівання нафтових залишків у трубчастихпечах при вакуумній перегонці. При цьому домагаються більшого ступеня випарунафтопродукту, запобігання закоксовывания труб. Витрата гострої пари в цьомувипадку приймають 0,3-0,5% на сировину.
У деяких випадкахотпарку легкокипящих фракцій для підвищення температури спалаху гасу ідизельного палива здійснюють не водяною парою, а однократним випаром. Цимзапобігають утворення стійких водних емульсій у топ-ливах, видалення якихзв'язано з тривалим відстоєм.2.3 Сировина тапродукти первинної перегонки нафти
Сировиноюустановок первинної перегонки служать нафта і газовий конденсат.
Нафти по своємускладі і властивостям розрізняються досить значно. Нафту прийнято оцінювати потехнологічних ознаках як сировина для одержання палива для двигунів, олій. У1967 р. була введена технологічна класифікація нефти (ДСТ 912-66), з 1981 р.діє технологічна індексація нефти (ОСТ 38.01197-80) [7].
Фізико-хімічнівластивості нефти і складових їх фракцій впливають на вибір асортименту ітехнологію одержання нафтопродуктів. При визначенні напрямку переробки нафтипрагнуть по можливості максимально корисно використовувати індивідуальніприродні особливості їхнього хімічного складу.
Так, переробкунефти малосірчистих високопарафінистих (мангішлакської) і високосірчистих парафінистих(арланської) здійснюють по паливному варіанті з одночасним одержанням фракційбензину, гасу, дизельного палива, вакуумного газойля і гудрону. При цьомугасову фракцію з малосірчистої парафінистої нафти використовують як розчинник(уайт-спирит); дизельне паливо і вакуумний газойль піддають депарафінізації дляодержання відповідно рідких і твердих парафінів; з гудрону одержують сірчистийелектродний кокс. Фракції з високосірчистих нафт — гасову, дизельну, вакуумнийгазойль — піддають гідро-знесірення для одержання відповідно товарнихреактивного і дизельного палив, сировини каталітичного крекінгу. Гудрон використовуютьу виробництві залишкових і окислених бітумів, піддають вісбрекингу дляодержання котельного палива.
Для виробництвамастил використовують нафти з високим виходом і якістю масляних фракцій. Їхпереробляють за паливно-масляним варіантом.
При первиннійперегонці нафти одержують різноманітний асортимент фракцій і нафтопродуктів, щорозрізняються за температурними границями кипіння, углеводородному і хімічномускладові, в'язкості, температурам спалаху, застигання й інших властивостях, пов'язанихз областю їх застосування і використання [5].
Вуглеводневий газ- складається переважно з пропану і бутанів, що у розчиненому вигляді містятьсяв поступаючих на переробку нафтах. У залежності від технології первинноїперегонки нафти пропан-бутанову фракцію одержують у зрідженому абогазоподібному стані. Її використовують як сировину газофракціонуючих установокз метою виробництва індивідуальних вуглеводнів, побутового палива, компонентаавтомобільного бензину.
Бензинова фракція28-180 °С переважно піддається вторинній перегонці (чіткої ректифікації) дляодержання вузьких фракцій (28-62, 62-85, 85-105, 105-140, 85-140, 85- 180 °С),що служать сировиною процесів ізомеризації, каталітичного риформінгу з метоювиробництва індивідуальних ароматичних вуглеводнів (бензолу, толуолу,ксилолів), високо-октанових компонентів автомобільних і авіаційних бензинів;застосовується як сировину піролізу при одержанні етилену, рідше — як компоненттоварних бензинів.
Гасова фракція120-230 (240) °С використовується як паливо для реактивних двигунів, принеобхідності піддається демеркаптанізації, гідроочищенню; фракцію 150-280 або150-315 °С з малосірчистих нафт використовують як освітлювальні керосини,фракцію 140-200 С як розчинник (уайт-спирит) для лакофарбової промисловості.
Дизельна фракція140-320 (340) °С використовується як дизельне паливо зимове, фракція 180-360(380) 0С — у якості літнього. При одержанні із сірчистих і високосірчистихнафт потрібно попереднє знесірення фракцій. Фракції 200-320 °С и 200-340 °С звисоко- і парафінових нафт використовують як сировину для одержання рідкихпарафінів депарафінізацією [2].
Мазут — залишокатмосферної перегонки нафти — застосовується як котельне паливо, його компонентабо як сировину установок вакуумної перегонки, а також термічного,каталітичного крекінгу і гідрокрекінгу.
Широка маслянафракція 350-500 і 350-540 (580) °С — вакуумний газойль — використовується яксировина каталітичного крекінгу і гідрокрекінгу.
Вузькі масляніфракції 320 (350)-400, 350-420, 400-450, 420-490, 450-500 °С використовують яксировина установок виробництва мінеральних олій різного призначення і твердихпарафінів.
Гудрон — залишоквакуумної перегонки мазуту — піддають деасфальтизації, коксуванню з метоюпоглиблення переробки нафти, використовують у виробництві бітуму, залишковихбазових олій.2.4 Вибір технологічної схеми переробки
Вибіртехнологічної схеми і режиму перегонки залежить від якості нафти. Перегонкунафти з невеликою кількістю розчинених газів (0,5-1,2% по С4 включно),відносно невисоким змістом бензину (12-15% фракцій до 180 °С) і виходом фракційдо 350 °С не більш 45% вигідно здійснювати на установках (блоках) AT за схемоюз однократним випаром і післяфракціонуванням утворених парової і рідкої фаз ускладній ректифікаційній колоні.
Для перегонкилегких нафт (типів 1 і 2 — самотлорська, шаїмська, туймазинська) з високимвиходом фракцій до 350 °С (50-65%), підвищеним змістом розчинених газів (1,5-2,2%) і бензинових фракцій (20-30%) доцільно застосовувати установки AT дворазовоговипару. Кращою є схема з попередньою ректифікаційною колоною частковогознебезнезинення нафти і наступною перегонкою залишку в складній атмосфернійколоні. У першій колоні з нафти відбирають велику частину газу і низкокиплячихбензинових фракцій. Щоб більш повно скондесувати них, підтримують підвищенийтиск (Рабс = 0,35-0,5 МПа). Завдяки цьому стає можливим понизититиск в атмосферній колоні до Рабс = 0,14 — 0,16 МПа і тим самимреалізувати умови перегонки (температуру і витрата водяної пари у відгіннучастину атмосферної колони), що забезпечують високий добір від потенціалу внафті суми світлих нафтопродуктів [7].
За рахунок тепла,що повідомляється нафти, у регенеративних теплообмінниках у колоні частковогознебензинення відбирають 50-60% від потенціалу бензину. Прагнути до більшоговідбору бензину за рахунок додаткового підведення тепла в низ колони або подачіводяної пари не випливає, тому що це підвищує витрати на перегонку. Крім того,склад сировини атмосферної колони настільки ускладнюється, що потрібно надмірновисока температура, що виявляється вище максимально припустимою.
Схема перегонкинафти з колоною попереднього часткового видалення бензину й основною складноюректифікаційною колоною набутила найбільшого застосування у вітчизняній нафтопереробці.Вона має достатню гнучкість і універсальністю і виявилася корисної в зв'язку змасовим перекладом установок AT і АВТ, запроектованих для перегонки нафти (тип2), на перегонку більш легких нафт (тип 1) Західного Сибіру.
Різновидомперегонки нафти з дворазовим випаром є схема з попереднім випарником і складноюатмосферною колоною. Пари з випарника і залишок після нагрівання в печінаправляються в атмосферну колону. Основні переваги такої схеми полягають удеякому скороченні витрат на перегонку за рахунок зниження гідравлічного опорузмійовика печі і зменшення металоємності колон і конденсаторів. Схемазастосовна для перегонки нафти із середнім рівнем вмісту розчиненого газу(близько 1%) і бензину (18- 20%), у практиці вітчизняної нафтопереробки зустрічаєтьсярідко.
ВисновкиНафта— горюча корисна копалина, складна суміш вуглеводнів різних класів з невеликоюкількістю органічних кисневих, сірчистих і азотних сполук, що являє собою густумаслянисту рідину, від темно-бурого до чорного кольору. Нафта має характернийзапах, легша за воду, у воді нерозчинна. Елементарний склад, %: вуглець 80-88,водень 11 — 14.5, сірка 0.01 — 5, кисень 0.05 — 0.7, азот 0.01 — 0.6. Густина —760 — 990 кг/м3. Теплота згоряння — 43.7 — 46.2 МДж/кг. Розрізняютьлегкі та важкі нафти (щільність легкої до 0,9 т/м3 важкої — до 1,04т/м3). З легкої нафти отримують бензин, гас; з важкої — різнімастильні матеріали, дизельне паливо, бітум, мазут. Легкі нафти добуваютьнасосами чи фонтанним способом, а важкі — навіть шахтним способом. Температуразастигання нафти від +11 до 20°С, температура початку кипіння — близько 100°С.На відміну від інших корисних копалин, нафта і газ не утворюють самостійнихпластів, вони заповнюють порожнини в породах. Технологія переробки нафти — виробництво нафтопродуктів, застосовуваних у різних галузях господарства, восновному на транспорті, в енергетику, у хімічній промисловості, на первиннійстадії обробки зв'язана з її зневоднюванням і знесоленням. При первиннійпереробці нафти за допомогою різних технологій ставиться задача максимальноговитягу світлих фракцій, до яких відносяться усі фракції крім мазуту. В основітехнології первинної перегонки нафти лежить перегонка — процес фізичного поділунафти на складові частини, іменовані фракціями. Перегонка здійснюється різнимиспособами часткового википання нафти, добору і конденсації пар, що утворилися,збагачених легколетучими компонентами, у якості дистилятних фракцій. Заспособом проведення процесу перегонка поділяється на просту і складну. Допродуктів первинної переробки нафти належать: вуглеводневий газ, бензиновафракція, гасова фракція, дизельна фракція, мазут, широка масляна фракція,вузька масляна фракція, гудрон.
/>Перелік використанихджерел
1) БондарьВ.А., Зоря Е.И., Цагарели Д.В. Операции с нефтепродуктами. — М.: АОЗТ»Паритет", 1999. — 338 с.
2) Глинка Н.Л. Общая химия.— Л.: Химия, 1988. — 702 с.
3) ГуляевА.П. Материаловедение. – М.: Металловедение, 1986. – 542 с.
4) КарапетьянцМ. X., Дракин С. И. Общая и неорганическая химия. — М.: Высш. шк., 1981. — 632 с.
5) ЛышкоГ.П. Топливо смазочные материалы. — М.: Агропромиздат, 1985. — 336 с.
6) НиколаевЛ. А. Неорганическаяхимия. — М.: Просвещение, 1982. — 640 с.
7) Справочникнефтепереработчика: Справочник. / Под ред. Г.А.Ластовкина. – Л.: Химия, 1986. –648 с.
8) ЧулковП.В., Чулков Н.П. Топлива и смазочные материалы: ассортимент, качество,применение, экология. — М.: Машиностроение, 1996. — 302 с.