Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти

  • Г. Н. Абаев
  • Е. В. Кушнир
  • А. В. Дубровский
  • О. Н. Михайлова
  • Р. А. Андреева
  • И. А. Димуду
  • А. И. Клюев
  • Полоцкий государственный университет (г. Новополоцк, Беларусь)
  • ООО «НПО «ТехЭнергоПрибор» (г. Санкт-Петербург)
  • ОАО «Полимир» (г. Новополоцк, Беларусь)
  • ОАО «Нафтан» (г. Новополоцк, Беларусь)
  • ОАО «Измеритель» (г. Новополоцк, Беларусь)

Анализируется развитие методов определения фракционного состава легких и тяжелых нефтепродуктов на основе постепенного испарения, в том числе в соответствии с ГОСТ и стандартами ASTM. Рассматривается развитие приборного оформления стандартных методов.

Специальное внимание уделяется появлению процесса минидистилляции, основанного на математическом моделировании постепенной перегонки и её развитии, что приводит к созданию компьютерной системы, решающей актуальные как аналитические ,так и практические задачи.

Продемонстрированы широкие возможности приборов мини дистилляции: от определения ИТК и фракционного состава тяжёлых, по данным простой перегонки при атмосферном давлении, до определения фракционного состава смеси при компаундировании нефтепродуктов.

Нефть и нефтепродукты содержат углеводороды и неуглеводородные компоненты, различающиеся молекулярной массой, структурой и, соответственно, температурами кипения. Каждая дистиллятная фракция характеризуется рядом свойств, в том числе фракционным составом.

Фракционный состав жидких нефтепродуктов определяют методом постепенной перегонки, что соответствует природе и составу жидких нефтепродуктов.

Естественно, простой постепенной перегонкой из перегонной колбы невозможно разделить исходную смесь на отдельные углеводороды, так как пары при перегонке всегда представляют собой смесь компонентов, которая по мере перегонки обогащается тяжелыми компонентами.

Для разделения испаряющихся продуктов на отдельные компоненты необходима ректификация, то есть, дополнение простой перегонной колбы ректификационной колонкой, предусматривающей частичный возврат конденсата (флегмы). Такая перегонка называется перегонкой по ИТК.

Нефть содержит компоненты, выкипающие при атмосферном давлении при температурах до 600–650°С и выше. Но уже при температуре ~400°С происходит крекинг отдельных компонентов.

Поэтому перегонку мазута и тяжелых нефтепродуктов приходится проводить под вакуумом так, чтобы температура сырья в колбе не превышала 400°С. Это еще больше усложняет установку постепенной перегонки нефти.

Таким образом, реализованы три варианта постепенной перегонки:

  • простая постепенная перегонка легких нефтяных фракций, выкипающих при атмосферном давлении при температуре ниже 400⁰С
  • перегонка для получения ИТК
  • перегонка тяжелых нефтяных фракций, выкипающих при атмосферном давлении при температуре выше 400⁰С. Каждый метод определения фракционного состава нефтепродуктов имеет свое аппаратурное оформление, которое нашло отражение в соответствующих стандартах.

Рассмотрим определение фракционного состава легких (светлых) нефтепродуктов. На рис.1 представлена схема прибора для определения фракционного состав легких нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 2177–99.

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефтиРис1. Схема прибора для определения фракционного состав легких нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 2177–99 Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефтиРис.2 Перегонная колба

Компоненты прибора:

  1. Термометр
  2. Колба для перегонки
  3. Асбестовая прокладка
  4. Электрический нагревательный элемент
  5. Подставка
  6. Ручка для регулирования положения колбы
  7. Диск для регулирования нагрева
  8. Выключатель
  9. Открытое дно кожуха
  10. Мерный цилиндр
  11. Фильтровальная бумага
  12. Охлаждающая баня
  13. Трубка холодильника
  14. Кожух 

Анализ фракционного состава тяжелых нефтепродуктов, во избежание крекинга, требует дополнения перегонной установки вакуумным блоком.

Определение фракционного состава по методу ИТК требует дополнения перегонной части для осуществления ректификации перегоняемого продукта.

Все особенности различных вариантов определения фракционного состава нашли отражение в соответствующих стандартах (табл. 1).

Табл.1. Стандарты, отражающие методы определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов

Характеристика фракционного состава нефтепродукта ГОСТ ASTM
Фракционный состав светлых нефте продуктов(выкипающие при атмосферном давлении и температуре ниже 400⁰С) ГОСТ 2177–99 ASTM D86
Фракционный состав тяжелых нефте продуктов(выкипающие при атмосферном давлении и температуре выше 400⁰С) ГОСТ 11011–85 ASTM D1160
Фракционный состав по ИТК ГОСТ 11011–85 ASTM D2892

Методы определения фракционного состава по стандартам различается объемом перегоняемого продукта и, соответственно, объемом перегонной колбы. Для светлых нефтепродуктов объем перегоняемого продукта составляет 100 мл, для всех остальных случаев — 500 мл и более.

Перегонка осуществляется с постоянной скоростью 3–5 мл/мин, что обусловлено инерционностью стандартного стеклянного ртутного термометра или других термодатчиков.

Только в условиях перегонки с постоянной скоростью можно обеспечить сопоставимые характеристики фракционной разгонки: зависимость объема отгона V от температуры t.

Очевидно, все особенности постепенной перегонки (объем перегоняемого продукта, скорость перегонки) определяют время определения фракционного состава: от 20–25 мин для легких нефтепродуктов до нескольких часов для всех остальных случаев.

Развитие нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности сопровождалось совершенствованием методов определения фракционного состава нефтепродуктов.

Появились приборы для определения фракционного состава, в которых возможны поддержание постоянной скорости перегонки, замер объема конденсата, осуществляется более точное измерение температуры и давления, в частности, использование термопар и терморезисторов вместо стеклянных термометров, взамен стеклянных и пружинных манометров — других датчиков давления, приведение их показаний к фактическому давлению. В табл. 2 охарактеризованы некоторые применяемые в настоящее время приборы для определения фракционного состава нефтепродуктов.

Табл.2. Некоторые приборы для определения фракционного состава нефтепродуктов

Название прибора Назначение Основные характеристики
АФСА Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов
  • Масса: 40–60 кг
  • Продолжительность анализа: 30–40 мин
  • Работает автоматически
  • Объем пробы: 100 мл

Существует ряд модификаций прибора, выпускаемых различными фирмами в России и других странах

AD86 5G Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов
  • Масса: 60–80 кг
  • Продолжительность анализа: 30–40 мин
  • Работает автоматически
  • Объем пробы: 100 мл

Существует ряд модификаций прибора, выпускаемых различными фирмами в мире. Данная модификация выпускается фирмой ISL 5 (Франция)

АРН-2PETRODIST 100SA-6LAD-1160 NSR Фракционная разгонка нефтепродуктов, в том числе тяжелых, определение ИТК Характеристики PETRODIST 100SA-6L(б)

  • Габариты:1.43х3.5х0.8 м
  • Максимальный объём загрузки: 4л
  • Потребляемая мощность: 4,5 кВт

Другие приборы имеют близкие характеристики

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефтиРис.3 Установки фракционной разгонки нефти, тяжелых нефтепродуктов и определения ИТК

Как видно из табл. 2 и рис.

3, все существующие приборы для определения фракционного состава нефтепродуктов имеют значительную массу и занимают большую площадь, а большая продолжительность определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов делает эти приборы малопригодными для оперативного управления технологическими процессами.

В первую очередь это касается определения по ИТК и фракционной разгонки «тяжёлых»нефтепродуктов. Поэтому значительный интерес представляют работы по математическому моделированию процессов постепенной перегонки и созданию на этой основе анализаторов минидистилляции (табл. 3).и их развития.

Табл. 3. Некоторые приборы для определения фракционного состава нефтепродуктов методом минидистилляции

Название прибора  Назначение   Основные характеристики 
Полоцк-1/2  Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов  Масса 7 кг; продолжительность анализа до 10 мин; 6 объем пробы 10 мл. Изготовлен заводом «Измеритель» (Новополоцк, Беларусь) в трех экземплярах [1,2] 
PMD  Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов   Масса 14 кг; продолжительность анализа до 10 мин; объем пробы 10 мл. Выпускается фирмой ISL (Франция) начиная с 2001 г. В мире реализовано значительное количество экземпляров /3/ Аналог выпускает компания PAC (США). 
ТЭП-Полоцк  Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов  Ведутся работы по отработке алгоритмов и программ для анализа фракционного состава тяжёлых и ИТК. Масса 8 кг; продолжительность анализа до 10 мин; объем пробы 10 мл. Выпущена опытно-промышленная партия приборов на заводе «Измеритель» (Новополоцк, Беларусь) /4 / 
MICRODIS   Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов , согласно ASTM 7344  Масса 15 кг; продолжительность анализа 12 мин. Выпускается компанией Grabner (Австрия) 

Как видно, приборы, основанные на минидистилляции, значительно проще и удобней в эксплуатации, занимают существенно меньшую площадь и выполняют анализ за значительно меньшее время.

На рис. 4 представлен образец первого прибора минидистилляции Полоцк-1, разработанного на кафедре химической техники Полоцкого государственного университета (ПГУ)1/, который послужил прототипом для приборов PMD, разработанных фирмой ISL (Франция) совместно с ПГУ и выпускаемых с 2001 года. 

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефтиРис.4 Прибор «Полоцк-1» (справа) в сравнении с прибором AD86 5G для определения фракционного состава легких нефтепродуктов

С прибора «Полоцк-1» фактически началась разработка компьютерной системы, включающей аналитический узел минидистилляции, блоки анализа и расшифровки результатов посредством разработанного программного обеспечения. Работа такой компьютерной системы основана на математической модели постепенной перегонки нефтепродуктов /2,5,:6,7/приборов минидистилляции.

На кафедре химической техники ПГУ с начала 1990-х гг. развивается научное направление, которое и привело к созданию серии приборов минидистилляции нефтепродуктов, в том числе тяжелых и для определения ИТК.

Основные теоретические положения минидистилляции изложены в диссертационных работах [2,5,6,7], в которых было разработано математическое описание фракционной перегонки в режиме однократного испарения (ОИ).

Математическое описание фракционной перегонки в режиме ОИ:

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти (1)

В интегральной форме:

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти

где

  • v — доля отгона нефтепродукта
  • k — коэффициент интенсивности кривой фракционной разгонки
  • a — коэффициент симметричности кривой фракционной разгонки;
  •  — безразмерная температура разгонки, где
  • Тнк — температура начала кипения
  • Ткк — температура конца кипения

Экспериментальные данные используются для установления температуры конца кипения, которую находят при обработке данных фракционной разгонки по уравнению (3), из условия достижения наименьшего отклонения от линейной зависимости в координатах Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти. Обработка экспериментальных данных фракционной разгонки по уравнению (3) в координатах Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти позволяет определить a и k для всей кривой фракционной разгонки.

Также изучены и используются для конструирования прибора и создания программного обеспечения компьютерной системы:

  • Свойства математических описаний постепенной перегонки, в частности, аддитивность фракционных разгонок
  • Ошибки, связанные с инерционностью датчиков температуры (в частности, стеклянных термометров) и их учет при расчете искомых показателей
  • Взаимосвязь температур перегонки в жидкости и замеряемых температур в паровой фазе

Рис.5 Прибор минидистилляции PMD

Таким образом, первоначально для получения математического описания фракционной разгонки нефтепродукта необходимо проведение самой разгонки в соответствии с методами ГОСТ 2177–99 (для легких) или ГОСТ 11011–85 (для тяжелых), что естественно, так как фракционная разгонка является индивидуальной характеристикой каждого продукта. Поэтому речь должна идти об изучении закономерностей, которые позволят упростить процедуру определения индивидуальных характеристик фракционного состава каждого нефтепродукта.

Работы по изучению закономерностей и детерминированных математических описаний фракционных разгонок /8,9,10,11,12,13/ привели к созданию приборов трех поколений (табл. 3) для осуществления минидистилляции.

На рис.5 представлен прибор PMD, который был создан фирмой ISL совместно с кафедрой «Химическая техника» ПГУ и впервые был продемонстрирован на Выставке в ПГУ 1 сентября 2001года в сравнении с прибором ASTM D86 5G, выпускаемым ранее фирмой ISL.

С этого момента и началось распространение приборов минидистилляции в мире для анализа фракционного состава лёгких нефтепродуктов. Для распространения в мире и эксплуатации был разработан специальный стандарт ASTM 7345.

Значительный практический и коммерческий интерес в настоящее время представляет прибор «ТЭП-Полоцк» и его развитие для определения ИТК и фракционного состава тяжелых нефтепродуктов.

На рис.6 показаны результаты пересчёта данных разгонки по ГОСТ 2177-99 в показатели по ИТК , согласно ГОСТ 110-85 , выполненные в соответствии с разработанными алгоритмами.

Рис.6 Пересчёт данных фракционных разгонок, полученных в стандартных условиях(ГОСТ 2177-99) в данные разгонки по ИТК

В табл.4-5 приведены данные фракционного состава нефти и мазута ,рассчитанные для различных режимов работы колонны К-2 дистилляции нефти. (для различных нефтей /4/).

Табл. 4. Параметры фракционного состава мазута и нефти

Табл.5. Параметры технологического режима колонны К-2

Фактически «ТЭП-Полоцк» – это уже не прибор, а компьютерная система, которая на основе простого и быстрого физического анализа фракционного состава нефтепродуктов позволяет решать более сложные задачи на основе данных простой перегонки при атмосферном давлении ,при температуре до 400°С (Определение фракционного состава тяжёлых при их неполной перегонке, определение фракционного состава тяжёлых при атмосферном давлении с помощью специальных приёмов при проведении разгонки , определение ИТК, расчёт смешения для обеспечения заданного фракционного состава смеси и др.).

На рис. 7 представлен датчик компьютерной системы «ТЭП-Полоцк».

Рис.7 Датчик компьютерной системы «ТЭП-Полоцк»

  • а — состояние исходное и при разгонке
  • б — состояние при загрузке и выгрузке

Компьютерная система «ТЭП-Полоцк» прошла метрологическую аттестацию в Институте метрологии им. Д. И. Менделеева (г. Санкт-Петербург) и в настоящее время проходит рабочие испытания на предприятиях нефтехимического комплекса Новополоцка (ОАО «Нафтан» и ОАО «Полимир»).

Литература

  1. Способ автоматического определения фракционного состава жидких нефтепродуктов, выкипающих до 400°С, и устройство для его осуществления: патент РБ № 4979 / Г.Н Абаев [и др.]; заявлен в 1998 г.

Источник: http://techenpribor.ru/index.php/articles/192-fractional-analisis-development

Простая перегонка — Журнал «Сибирская нефть» — Приложение «Нефть. Просто о сложном» № 131 (апрель 2016)

Нефть состоит из множества компонентов — фракций, — свойства, область применения и технологии переработки которых различны. Первичные процессы нефтеперерабатывающего производства позволяют выделить отдельные фракции, подготовив тем самым сырье для дальнейшего получения всем нам хорошо знакомых товарных продуктов — бензина, дизеля, керосина и многих других

Стабильность прежде всего

Прежде чем попасть на производство, нефть еще на промысле проходит перво-начальную подготовку. При помощи газонефтяных сепараторов из нее уда-ляют наиболее легкие, газообразные составляющие.

Это попутный нефтяной газ (ПНГ), состоящий преимуществен-но из метана, этана, пропана, бутана и изобутана, то есть из углеводоро-дов, в молекулах которых содержится от одного до четырех атомов углерода (от CH4 до C4H10).

Этот процесс называется стабилизацией нефти — подразумевается, что после него нефть будет сохранять свой углеводородный состав и основные физико-химические свойства при транспортировке и хранении.

Объективно говоря, разгазирование пластовой нефти начинается еще в скважине по мере продвижения ее наверх: из-за падения давления в жидкости газ из нее постепенно выделяется. Таким образом, наверху приходится иметь дело уже с двухфазным потоком — нефть / попутный газ.

Их совместное хранение и транспортировка оказываются экономически невыгодными и затруднительными с технологической точки зре-ния. Чтобы переместить двухфазный поток по трубопроводу, необходимо соз-дать в нем условия постоянного перемешивания, чтобы газ не отделялся от нефти и не создавал в трубе газовые пробки.

Все это требует дополнительных затрат. Намного проще оказывается пропустить газонефтяной поток через сепаратор и максимально отделить от нефти ПНГ. Получить абсолютно стабильную нефть, составляющие которой совсем не будут испаряться в атмосферу, практически невозможно.

Некоторое количество газа все равно останется и будет извлечено в процессе нефтепереработки.

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти

Кстати, сам попутный нефтяной газ — это ценное сырье, которое может использоваться для получения электро энергии и тепла, а также в качестве сырья для нефтехимических производств. На газоперерабатывающих заводах из ПНГ получают технически чистые отдельные углеводороды и их смеси, сжиженные газы, серу.

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти

Дистилляция, или перегонка, — процесс разделения жидкостей путем их испарения и последующей конденсации.

Считается, что впервые этот процесс освоили в Древнем Египте, где он применялся при получении из кедровой смолы масла для бальзамирования тел умерших.

Позднее смолокурением для получения кедрового масла занимались и римляне. Для этого горшок со смолой ставили на огонь и накрывали шерстяной материей, на которой собиралось масло.

Аристотель описал процесс дистилляции в своей работе «Метеорология», а также упоминал вино, пары которого могу вспыхнуть — косвенно подтверждение того, что его предварительно могли подвергнуть перегонке, чтобы повысить крепость. Из других источников известно, что вино перегоняли в III веке до н. э. в Древнем Риме, правда, не для получения бренди, а для изготовления краски.

Следующие упоминания дистилляции относятся к I веку н. э. и связаны с работами александрийских алхимиков. Позднее этот метод у греков переняли арабы, которые активно использовали его в своих опытах. Также достоверно известно, что дистилляцией алкоголя в XII веке занимались в Салернской врачебной школе.

В те времена, впрочем, дистилляты спирта употреблялись не как напиток, а в качестве лекарства. В XIII веке флорентийский медик Тадео Альдеротти впервые осуществил фракционирование (разделение) смеси жидкостей.

Первая книга, целиком и полностью посвященная вопросам дистилляции, была опубликована в 1500 году немецким врачом Иеронимом Бруншвигом.

Долгое время для перегонки применялись достаточно простые устройства — аламбик (медный сосуд с трубкой для отвода пара) и реторта (стеклянная кол-ба с узким и длинным наклонным носиком). Техника стала совершенствоваться в XV веке.

Однако предшественники современных ректификационных колонн для перегонки нефти, в которых происходит теплообмен между противонаправленными потоками жидкости и пара, появились лишь в середине XIX века.

Они позволили получать спирт крепостью 96% с высокой степенью очистки.

Также на месторождении от нефти отделяют воду и механические примеси. После этого она поступает в магистральный нефтепровод и отправляется на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Прежде чем приступить к пере-работке, нефть необходимо очистить от содержащихся в ней солей (хлоридов и сульфатов натрия, кальция и магния), которые вызывают коррозию оборудования, оседают на стенках труб, загрязняют насосы и клапаны. Для этого используются электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

Нефть смешивают с водой, в результате чего возникает эмульсия — микроскопические капельки воды в нефти, в которых растворяется соль. Получившуюся смесь подвергают воздействию электрического поля, из-за чего капли соленой воды сливаются друг с другом и затем отделяются от нефти.

Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений. с помощью первичной перегонки ее можно разделить только на части — дистилляты, содержащие менее сложную смесь. из-за сложного состава нефтяные фракции выкипают в определенных температурных интервалах.

Фракционный состав

Многие процессы на НПЗ требуют подогрева нефти или нефтепродуктов. Для этого используются трубчатые печи. Нагрев сырья до требуемой температуры происходит в змеевиках из труб диаметром 100–200 мм.

Нефть состоит из большого количества разных углеводородов. Их молекулы различаются массой, которая, в свою очередь, определяется количеством составляющих их атомов углерода и водорода. Чтобы получить тот или иной нефтепродукт, нужны вещества с совершенно определенными характеристиками, поэтому переработка нефти на НПЗ начинается с ее разделения на фракции.

Согласно исследованию нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, проведенному Американским нефтяным институтом, номенклатура нефтепродуктов, выпускаемых на современных НПЗ и имеющих индивидуальные спецификации, насчитывает более 2000 пунктов.

В одной фракции могут содержаться молекулы разных углеводородов, но свойства большей части из них близки, а молекулярная масса варьируется в определенных пределах. Разделение фракций происходит путем перегонки и основано на том, что у разных углеводородов температура кипения различается: у более легких она ниже, у более тяжелых — выше. Этот процесс называется перегонкой (дистилляцией).

Основные фракции нефти определяют по интервалам температур, при которой кипят входящие в них углеводороды: бензиновая фракция — 28–150°C, керосиновая фракция — 150–250°C, дизельная фракция, или газойль, — 250–360°C, мазут — выше 360°C. Например, при температуре 120°C большая часть бензина уже испарилась, но керосин и дизельное топливо находятся в жидком состоянии. Когда температура поднимается до 150°C, начинает кипеть и испаряться керосин, после 250°C — дизель.

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти

Существует ряд специфических названий фракций, используемых в нефтепереработке. Так, например, головной пар — это наиболее легкие фракции, полученные при первичной переработке. Их разделяют на газообразную составляющую и широкую бензиновую фракцию. Боковые погоны — это керосиновая фракция, легкий и тяжелый газойль.

От колонны к колонне

Простейшую атмосферную перегонку нефти можно провести путем обычного нагревания жидкости и дальнейшей конденсации паров.

Весь отбор здесь заключается в том, что собирается конденсат паров, образовавшихся в разных интервалах температуры кипения: сначала выкипают и затем конденсируются легкие низкокипящие фракции, а затем средние и тяжелые высококипящие фракции углеводородов.

Конечно, при таком способе говорить о разделении на узкие фракции не приходится, так как часть высококипящих фракций переходит в дистиллят, а часть низкокипящих не успевает испариться в своем температурном диапазоне. Чтобы получить более узкие фракции, применяют перегонку с ректификацией, для чего строят ректификационные колонны

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти

Ректификационная колонна — вертикальный цилиндр, внутри которого расположены специальные перегородки (тарелки или насадки). Пары нагретой нефти подаются в колонну и поднимаются вверх. Чем более легкие фракции испаряются, тем выше они поднимутся в колонне.

Каждую тарелку, расположенную на определенной высоте, можно рассматривать как своего рода фильтр — в прошедших ее парах остается все меньшее количе-ство тяжелых углеводородов. Часть паров, конденсировавшихся на определен-ной тарелке или не достигнув ее, стекает вниз.

Эта жидкость, носящая название флегмы, встречается с поднимающимся паром, происходит теплообмен, в ре-зультате которого низкокипящие составляющие флегмы снова превращаются в пар и поднимаются вверх, а высококипящие составляющие пара конденсируются и стекают вниз с оставшейся флегмой.

Таким образом удается достичь более точного разделения фракций. Чем выше ректификационная колонна и чем больше в ней тарелок, тем более узкие фракции можно получить. На современных НПЗ высота колонн превышает 50 м.

Простейшую атмосферную перегонку нефти можно провести путем обычного нагревания жидкости и дальнейшей конденсации паров.

Весь отбор здесь заключается в том, что собирается конденсат паров, образовавшихся в разных интервалах температуры кипения: сначала выкипают и затем конденсируются легкие низкокипящие фракции, а затем средние и тяжелые высококипящие фракции углеводородов.

Конечно, при таком способе говорить о разделении на узкие фракции не приходится, так как часть высококипящих фракций переходит в дистиллят, а часть низкокипящих не успевает испариться в своем температурном диапазоне. Чтобы получить более узкие фракции, применяют перегонку с ректификацией, для чего строят ректификационные колонны

50 метров и больше может достигать высота ректификационных колонн на современных нпз

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти

Отдельные фракции могут подвергаться и повторной атмосферной перегонке для разделения на более однородные компоненты.

Так, из бензинов широкого фракционного состава получают бензольную, толуольную и ксилольную фракции — сырье для получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола).

Повторной перегонке и дополнительному разделению могут подвергать и дизельную фракцию.

Перегонка нефти на современных атмосферных установках может осуществляться как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения.

Перегонка нефти на современных атмосферных установках и на атмосферных секциях комбинированных установок может осуществляться разными способами: как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения. Так-же ректификационные колонны могут быть вакуумными, где конденсация паров происходит при минимальном давлении.

Фракции, кипящие при температуре свыше 360°C, при атмосферной перегонке (перегонке при атмосферном давлении) не отделяются, так как при более высокой температуре начинается их термическое разложение ( крекинг): крупные молекулы распадаются на более мелкие и состав сырья меняется.

Чтобы этого избежать, остаток атмосферной дистилляции (мазут) подвергают перегонке в вакуумной колонне. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, это позволяет разделить и более тяжелые составляющие.

На этом этапе выделяются фракции смазочных масел, сырье для термического или каталитического крекинга, гудрон.

Перегонка нефти на современных атмосферных установках и на атмосферных секциях комбинированных установок может осуществляться разными способами: как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения. Так-же ректификационные колонны могут быть вакуумными, где конденсация паров происходит при минимальном давлении.

Фракции, кипящие при температуре свыше 360°C, при атмосферной перегонке (перегонке при атмосферном давлении) не отделяются, так как при более высокой температуре начинается их термическое разложение ( крекинг): крупные молекулы распадаются на более мелкие и состав сырья меняется.

Чтобы этого избежать, остаток атмосферной дистилляции (мазут) подвергают перегонке в вакуумной колонне. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, это позволяет разделить и более тяжелые составляющие.

На этом этапе выделяются фракции смазочных масел, сырье для термического или каталитического крекинга, гудрон.

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти

В ходе первичной переработки получают разные виды сырья, которые затем будут подвергаться химическим преобразованиям в рамках вторичных процессов.

У них уже привычные названия — бензин, керосин, дизель, — но они еще не соответствуют требованиям к товарным нефтепродуктам.

Их дальнейшая трансформация необходима, чтобы улучшить потребительские качества, очистить, создать продукты с заданными характеристиками и повысить глубину переработки нефти.

Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти Фракция нефти и нефтепродуктов: методы и приборы для определения, фракции после переработки нефти

Источник: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/557/1113436/

Фракции нефти

В повседневной жизни мы постоянно сталкиваемся с нефтепродуктами: заправляя свой автомобиль, крася забор своего загородного дома, получая тепло в квартире – везде это результат фракционной переработки нефти.

Человек не часто задумывается, откуда и как появляются все современные электронные и бытовые устройства, без которых он не мыслит своего цивилизованного состояния, а всё это результат технологического прогресса основой которого служит чёрное золото – нефть.

Добыча и переработка нефти является основополагающим процессом мировой экономики и производства энергетических ресурсов, в основе использования углеводородов живёт и развивается человеческая цивилизация последних веков развития. Нефть – это кровь индустриального общества, она помогает жить и развиваться, внедрять научные разработки, функционирующие на углеводородном топливе.

Учёный Менделеев Д.И. высказывался о возможности применения сырой нефти для отопления, говоря: «Что топить нефтью, всё равно, что отапливать помещения ассигнациями», потому что нефть в переработанном виде предоставляет большую ценность и широкий спектр применения в отраслях жизни деятельности человека.

Определение фракционного состава

Сырая нефть в настоящее время не используется, для её переработки построены нефтеперерабатывающие предприятия, осуществляющие фракционное разделение нефти на составляющие для последующего их применения в отраслях народного хозяйства.

Добываемая нефть не однородна, поэтому в зависимости от месторождения, где она добывается, её переработка также имеет свои технологические особенности.

Поэтому предварительный анализ нефти очень важен, чтобы определить фракционный процентный состав, исходя из результатов, повышается уровень и степень переработки и получения нефтепродуктов.

Перед началом переработки требуется произвести анализ состава нефти, существуют два способа:

В методе А применяется специальный аппарат изготовленные из стекла выдерживающего высокие температуры, а также точности является одинаковая толщина стекла колб и трубок. Метод Б используется на агрегатах имеющих гнёзда для колб с круглым дном и одинаковым метражом применяется он в основном для тяжёлых фракций нефти.

Главный принцип нефтепереработки заключается в планомерном нагревании нефти в определённом диапазоне температур, образующийся пара конденсат называют фракциями.

Согласно нормативному документу ГОСТ 2177-99 началом образования фракции принята температура, когда происходит первичное появление конденсата, а окончанием, когда пары перестают выделяться.

Переработка нефти производиться в двух условиях: при атмосферном давлении, температура нагрева нефти до +200 ºC, при температурах выше этого значения возможно разложение и поэтому дальнейший фракционный отбор производиться под вакуумом.

Виды и описание фракционного состава нефти

Современные методы переработки нефти позволяют максимально извлечь фракционные составляющие из сырой нефти. Процесс происходит в специально сконструированной ректификационной колонне, которая объединяет два способа нефтеперегонного процесса: простой метод – испаряющийся пар оседает и охлаждается, и метод дефлегмации, когда конденсируются высоко разогретые пары нефти.

Принято разделять три типа фракций нефтепереработки: лёгкие, средние и тяжёлые, и по виду на светлые и тёмные.

Лёгкие (выкипание нефти до 200 ºC) и средние — светлые получают в условиях обычной переработки на воздухе, тяжёлые – тёмные путём вакуумной переработки.

Петролейная фракция — получаемая при нагреве до +100 ºC, здесь в её состав входят гексан и пентан которые являются легко летучими соединениями. Применяют эту фракцию для производства растворителей и лёгкого топлива ( для зажигалок, горелок).

Бензиновая — температурный нагрев нефти от +100 до +140 ºC. Основой фракции составляют вещества парафиновой основы: метилциклопента, циклогексанн и метилциклогексан, получаемый экстракт имеет в своём составе алканы в жидком виде: природные, попутные и газообразные.

Выделяют также из соединений данной фракции: ароматические эфиры.

Применяют ингредиенты данной фракции для производства моторного топлива, которое используется в бензиновых двигателях внутреннего сгорания, а также для сырья дальнейшей нефтехимической переработки и получения продуктов нефтехимии.

Лигроиновая фракция, получаемая от переработки нефти в промежутке от +140 до +180 ºC. Уникальный химический состав обусловлен количеством природной серы.

Углеводороды, входящие в состав относятся к циклическим и полициклическим ненасыщенным типам.

Из компонентов фракции производят высокооктановый бензин, топливо для реактивных двигателей летательных средств и керосин, используемый для осветительных приборов.

Керосиновая фракция перерабатывается в температурном диапазоне от +180 до +220 ºC, состав отличает повышенное содержание парафиновых веществ, это позволяет применять данную фракцию при изготовлении лакокрасочной продукции. Также продукты керосиновой фракции незаменимы в качестве сырья при химическом синтезе веществ.

Газойлевая фракция (или дизельное топливо), получаемые из нефти при температурах от +220 до +350 ºC, применяются для производства дизельного топлива разного класса для дизельных двигателей.

При большом процентном содержании в дизельном топливе смесей нафтена производят дополнительную дефрагментацию, чтобы в итоге продукт не застывал при резко отрицательных температурах, что очень необходимо для автомобилей с дизельными двигателями, работающими в условиях крайнего севера.

Мазут — тяжелая фракция, получается при переработке вакуумным способом, к этому времени состав нефти представляет собой органические соединения и смолы.

В результате нагрева в промежутке от +350 до +500 ºC получают разнообразные технические масла, используемые для смазки деталей и механизмов, парафин и жидкий мазут. Мазут разделяют при использовании на три вида в зависимости от вязкости.

Самый вязкий применяют в качестве топлива для работы ТЭЦ, мазут средней вязкости используют для небольших отопительных установок находящихся на территориях обособленных объектов производственного или военного назначения.

Самый жидкий из мазутов называют флотским и применяют для энергетических установок, работающих на речных и морских кораблях. Данную фракцию называют вакуумный газойль.

Гудрон — остаточная часть после извлечения из нефти вышеперечисленных субстанций. В этих остатках содержится большое количество тяжёлых металлов и примесей.

Применение нефтяного остатка очень широко, производство технологического кокса для последующего использования в промышленности, состав используется для строительства автомобильных дорог, из него также производят битум, применяемый в строительстве.

Нефть – это источник дающий ингредиенты для последующий обработки и производства товаров, которые человек использует в ежедневной свой жизни. В настоящее время нефть является системообразующим элементом во всех производственных процессах, поэтому от качества и степени её переработки зависят как сам человек, так и окружающая его среда.

Источник: https://prompriem.ru/neftyanaya-promyishlennost/frakcii-nefti.html

Фракционный Состав Нефти

Нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений.

Разделить такую смесь на индивидуальные соединения с помощью одних только физических методов, в частности, перегонкой, невозможно.

Поэтому нефть сначала разделяют на отдельные фракции или дистилляты, которые являются менее сложными смесями и имеют определенные интервалы температур кипения.

Такой процесс называется фракционированием (или ректификацией), и составляет суть первичной переработки нефти. На нефтеперерабатывающих заводах фракционирование осуществляется с помощью специальных установок — атмосферно-вакуумных трубчаток (АВТ).

Нефтяная фракция – группа соединений, входящих в состав нефти, и выкипающих в определенном интервале температур.

Первичная переработка, в свою очередь, включает две стадии: атмосферная перегонка и дистилляция под вакуумом.

При атмосферной перегонке получают так называемые светлые дистилляты — фракции, выкипающие при температуре до 350 ⁰С.

Остаток, образовавшийся после отбора светлых дистиллятов, называют мазутом, и его разгонка происходит уже под вакуумом (вакуумная дистилляция).

При перегонке нефти получается следущие фракции:

ГрадацияФракция©PetroDigest.ruТемпература выкипанияУсловия
Светлые Легкие Петролейная до 100 °С Атмосферная перегонка
Бензиновая 100 — 140 °С
Средние Лигроиновая (нафта) 140 — 180 °С
Керосиновая 180 — 220 °С
Дизельная 220 — 350 °С
Темные (мазут) Тяжелые (маслянные) Вакуумный газойль 350 — 500 °С (кажущаяся) Вакуумная перегонка
Гудрон (вакуумный остаток) свыше 500 °С (кажущаяся)

Состав фракций определяет направление дальнейшего их использования. В большинстве случаев фракции, полученные при первичной переработке нефти подвергаются более глубокой вторичной переработке, для получения необходимых нефтепродуктов конкретного состава.

Ниже приведена таблица общего состава фракций, некоторые физические свойства и области применения:

ФракцияСостав©PetroDigest.ruФизические свойстваПрименение
Петролейная (петролейный эфир, нефтяной эфир, масло Шервуда) Пентан, гексан Бесцветная жидкость. Плотность: 0,650 — 0,695 г/см3. Элюент в жидкостной хроматографии, растворитель для экстракции, топливо для зажигалок и каталитических горелок
Бензиновая Смесь углеводородов различного строения до С11. В наибольшем количестве содержаться метилциклопентан, циклогексан, метилциклогексан, а также толуол и метаксилол. Плотность: около 0,71 г/см3 Получение различных видов и сортов топлива для двигателей внутреннего сгорания
Лигроиновая (нафта) Углеводороды С8 — С14, значительно больше ароматических углеводородов, чем в бензиновой фракции. Содержание нафтенов в три раза превышает содержание парафинов. Плотность: 0,78 — 0,79 г/см3 Компонент товарных бензинов, осветительных керосинов и реактивных топлив. Органический растворитель.
Керосиновая Углеводороды С6 — С12 Высокое содержание изопарафинов, низкое содержание бициклических ароматических углеводородов Плотность: 0,78 – 0,85 г/см3 Высококачественного топлива для реактивных двигателей, сырья для нефтехимического синтеза, растворители в лакокрасочной промышленности
Дизельная Преимущественно циклопентан и циклогексан, мало ароматических углеводородов (до 25 %), нафтены преобладают над парафинами. Присутствуют органические кислород- и азотсодержащие соединения. Плотность: 0.82 –0,86 г/см3 Товарное топливо для быстроходных дизелей, сырье для процессов вторичной переработки
Мазут Смесь углеводородов с молекулярной массой от 400 до 1000, нефтяных смол с мол.массой 500 – 3000, асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих различные микроэлементы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca, Ti, Hg, Zn и др. Вязкость кинематическая: 8 – 80 мм2/с; Плотность 0,89 – 1 г/см3; Температура застывания 10 – 40 °С; Содержание серы 0,5 – 3,5 %; Содержание золы 0,3 % Жидкое котельное топливо и сырье для дальнейшей переработки – вакуумной перегонки: масла, парафины, церезины, гудрон
Вакуумный газойль Содержание парфино-нафтеновых углеводородов 20 — 70%, остальное — ароматические углеводороды и гетероатомные соединения Плотность: 0,860 — 0,950 г/см3 Сырье для каталитического крекинга и гидрокрекинга, получение масел
Гудрон Содержит парафины, нафтены и ароматические углеводороды, преимущественно с большим числом атомов углерода, а также асфальтены и нефтяные смолы. В гудроне концентрируется основное количество, содержащихся в нефти металлов. Плотность: 0,95 – 1,03 г/см3 Получение кокса и битума. Входит в состав некоторых котельных топлив.

Стоит также отметить разделение на фракции тяжелых нефтепродутов (преимущественно, вакуумного газойля), для получения нефтяных масел.

Ниже приведены границы выкипания фракций нефтяных масел, которые представляют собой смесь высококипящих углеводородов (в основном алкилнафтеновых и алкилароматических) и получаемых путем дистилляции при температурах более 300 ⁰С:

Фракции нефтяных маселТемпература выкипания©PetroDigest.ru
Легкая (трансформаторный дистиллят) 300 — 400 °С
Средняя (машинный дистиллят) 400 — 450 °С
Тяжелая (цилиндровый дистиллят) 450 — 490 °С

По способу производства нефтяные масла делятся на:

  • дистилляционные, получаемые непосредственно дистилляцией,
  • остаточные — удаление нежелательных компонентов из гудронов, депарафинизация и гидроочистка
  • компаундированные — смешение дистилляционных и остаточных нефтяных масел

Источник: https://petrodigest.ru/info/neft/frakcionnyj-sostav-nefti

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

  • Cтраница 2
  • Объемную перегонку без отбора отдельных фракций применяют для определения фракционного состава нефти Рё нефтепродуктов стандартными ( ГОСТ 2177 — 82 Рё ГОСТ 10120 — 71) или нестандартными методами.  [16]
  • Р’ СЃРІСЏР·Рё СЃ углублением переработки нефти возникает задача определения фракционного состава нефти Рё остатков однократного испарения РїРѕ крайней мере РґРѕ 550 — 580 РЎ.  [18]
  • Метод определения потенциала СЃСѓРјРјС‹ светлых нефтепродуктов основан РЅР° определении фракционного состава нефти или выхода заданных диетиллятных фракций путем разгонки нефти РЅР° аппарате РђР Рќ-2 РЎ IДи последующего либо экспериментального, либо расчетного определения СЃСѓРјРјС‹ светлых нефтепродуктов.  [19]
  • Этих три варианта дистилляции нефти положены РІ РѕСЃРЅРѕРІСѓ большинства лабораторных методов определения фракционного состава нефти Рё нефтепродуктов, причем первый РёР· РЅРёС… позволяет получить наименьшую степень четкости выделения фракции РёР· кипящей нефти, Р° последний — наибольшую.  [20]

Углеводородный состав нефти столь сложен, что даже современные методы РЅРµ позволяют определить содержание отдельного углеводорода, поэтому основным методом определения фракционного состава нефти была Рё остается лабораторная перегонка. Р’ наши РґРЅРё этот метод дополнен большим числом сложных С…СЂРѕРјР°-тографических, спектральных Рё масс-спектральных методов, РЅРѕ РІРѕ всех случаях перегонка является РёС… РѕСЃРЅРѕРІРѕР№.  [21]

Нужно рассказать учащимся, что фракционная разгонка применяется РІ нефтеперерабатывающей промышленности как РІ производственном масштабе — для получения нефтепродуктов РїСЂСЏРјРѕР№ РіРѕРЅРєРё, так Рё РІ лаборатории — для определения фракционного состава нефти. Нужно напомнить учащимся, что нефть представляет СЃРѕР±РѕР№ смесь углеводородов различного строения СЃ различными температурами кипения.  [22]

Стандартная разгонка является наиболее быстрым Рё дешевым методом определения фракционного состава нефтяных фракций, поэтому РѕРЅР° получила широкое распространение РІ практике нефтепереработки. Для определения фракционного состава нефти стандартную разгонку используют редко.  [23]

Сочетание двух описанных выше аппаратов для простой перегонки нефти ( см. рис. 2.3 и 2.

5) представляет определенные неудобства, так как нефть начинает кипеть РѕС‚ 25 — 30 РЎ Рё полностью РЅРµ испаряется даже РґРѕ 600 РЎ.

Поэтому для определения фракционного состава нефти удобен аппарат APT [39], показанный на рис. 2.6.

Колба этого аппарата аналогична применяемой РІ предыдущем СЃРїРѕСЃРѕР±Рµ, Р° над приемником фракций имеется холодильник для конденсации паров низкокипящих фракций.  [25]

При разработке стандарта выявлена неподготовленность методов измерений качества нефти современным и международным требованиям.

Практически все они разработаны для нефтепродуктов и не могут полностью удовлетворить требованиям к нефти.

Р’ ГОСТ 2177 — 2000 вошел метод Р‘ для определения фракционного состава нефти, отсутствующий РІ Р�РЎРћ 3405 Рё перенесенный РёР· старой редакции стандарта, РЅРѕ температура конца перегонки РІРЅРѕРІСЊ установлена РґРѕ 300 РЎ.

Применяемые за границей стандарты на определение фракционного состава нефти при глубоком вакууме, например ASTM D 1160, не имеют российских аналогов.

Это признание позволит ввести показатель выход фракций до 350 С в требования для отечественных потребителей и может стать основой Банка качества нефти.

Метод определения массовой доли воды по ГОСТ 2477 также не отвечает международному уровню.

Сравнение показателей точности свидетельствует о преимуществе метода по сравнению с ГОСТ 2477: сходимость метода по ASTM D 4006 0 08 % против 0 1 % по ГОСТ 2477, воспроизводимость 0 12 и 0 2 % соответственно.

Метод требует адаптации Рє условиям Р РѕСЃСЃРёРё, так как РІ нем применяется наряду СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё растворителями метанол-СЏРґ. Метод определения парафина РїРѕ ГОСТ 11851 — 85 РЅРµ может удовлетворить потребителей, так как воспроизводимость метода составляет 68 %; отмена стандарта РЅР° метод определения асфальто-смолистых веществ исключает применение метода Рђ; метод Р‘ требует перегонки РїРѕРґ вакуумом.  [26]

При разработке стандарта выявлена неподготовленность методов измерений качества нефти современным и международным требованиям.

Практически все они разработаны для нефтепродуктов и не могут полностью удовлетворить требованиям к нефти.

Р’ ГОСТ 2177 — 2000 вошел метод Р‘ для определения фракционного состава нефти, отсутствующий РІ Р�РЎРћ 3405 Рё перенесенный РёР· старой редакции стандарта, РЅРѕ температура конца перегонки РІРЅРѕРІСЊ установлена РґРѕ 300 РЎ.

Применяемые за границей стандарты на определение фракционного состава нефти при глубоком вакууме, например ASTM D 1160, не имеют российских аналогов.

Это признание позволит ввести показатель выход фракций до 350 С в требования для отечественных потребителей и может стать основой Банка качества нефти.

Метод определения массовой доли воды по ГОСТ 2477 также не отвечает международному уровню.

Сравнение показателей точности свидетельствует о преимуществе метода по сравнению с ГОСТ 2477: сходимость метода по ASTM D 4006 0 08 % против 0 1 % по ГОСТ 2477, воспроизводимость 0 12 и 0 2 % соответственно.

Метод требует адаптации Рє условиям Р РѕСЃСЃРёРё, так как РІ нем применяется наряду СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё растворителями метанол-СЏРґ. Метод определения парафина РїРѕ ГОСТ 11851 — 85 РЅРµ может удовлетворить потребителей, так как воспроизводимость метода составляет 68 %; отмена стандарта РЅР° метод определения асфальто-смолистых веществ исключает применение метода Рђ; метод Р‘ требует перегонки РїРѕРґ вакуумом.  [27]

Страницы:      1    2

Источник: https://www.ngpedia.ru/id214774p2.html

Ссылка на основную публикацию