Фракционный состав нефти и нефтепродуктов

Основные фракции

Углеводородный газ

Газ, входящий в состав данной нефти состоит в основном  из бутанов (73,9 % мас.) выход газов на нефть составляет 1,5 % мас. Пропан – бутановая фракция будет использована в качестве сырья газофракционирующих установок с целью производства индивидуальных углеводородов, топлива и компонента автомобильного бензина.

Фракция НК-62°С

Фракция НК-62°С будет использована как сырьё для процесса каталитической изомеризации с целью повышения октанового числа.

Фракция 62-85°С

Фракцию 62-85°С называют “бензольной”, она будет использоваться как компонент товарного бензина и для получения бензола.

Фракция 85-120°С

Фракция 85-120°С в смеси с фракцией 120-180°С будет использована как сырье для установки каталитического риформинга с целью повышения октанового числа. Предварительно отправляется на гидроочистку.

Фракция 120-180°С и 180-230°С

Фракция 120-180°С будет использована в смеси с фракцией 180-230°С как компонент реактивного топлива. Реактивное топливо не подходит по температуре вспышки, поэтому нужно удалить часть лёгких компонентов.

Виды и свойства нефтяных фракций

Фракционный состав нефти определяется согласно российскому стандарту перегонки или ректификации, который соответствует разгонке Эглера. В основе разделение сложного состава углеводных газов на промежуточные элементы. На основе кипения высоких температур классифицируется 3 вида переработки нефти.

• Простая перегонка — во время испарения пар конденсирует.
• Дефлегмация — только высококипящие пары выделяют конденсат и возвращаются обратно в общую смесь в виде флегмы. Низкокипящие пары полностью испаряются.
• Ректификация — процесс соединения двух предыдущих видов обработки, когда достигается максимальная концентрация и конденсирование низкокипящих паров.

В процессе определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов, а также их свойств, происходит разделение на следующие виды фракций:

• легкие (к этому типу относят бензиновую и петролейную) – выходят при температуре до 140°С при атмосферном давлении;
• средние (сюда относятся: керосиновая, дизельная, лигроиновая) при атмосферном давлении в интервале температур 140-350°С;
• при вакуумной переработке и температурах более 350°С получаются фракции, которые называют тяжелые (Вакуумный газойль, гудрон).

Фракции также делят на светлые (сюда относят легкие и средние) и темные или мазуты (это тяжелые фракции).

Фракции нефти таблица

А теперь подробнее об основных видах нефтяных фракций:

Петролейная фракция

Эфир или масло Шервуда — это бесцветная жидкость, которая состоит из пентана и гексана. Сразу испаряется при невысоких температурах. Является растворителем для создания экстрактов, топливо для зажигалок, горелок. Получается при температурах до + 100°С.

Бензиновая фракция

Бензиновая фракция нефти построена на сложной схеме углеродных соединений, которые выкипают при температуре + 140°С. Основное применение — используется для получения топлива к двигателям внутреннего сгорания и в качестве сырья в нефтехимии. В основе бензиновой фракции парафиновые вещества: метилциклопентан, циклогексан, метилциклогексан. Бензин содержит жидкие алканы в составе- природные, попутные, газообразные. Они подразделяются также на разветвленные и неразветвленные. Состав зависит от качественного соотношения компонентов сырья. Это говорит о том, что хороший бензин получается далеко не их всех сортов нефти. Ценность вида в том, что в процессе распада на соединения, образуются ароматические углеводороды, доля которых в сырьевой массе катастрофически мала.

Лигроиновая фракция

Подвид включает в себя тяжелые элементы. Насыщенность ароматическими углеводородами больше, чем у других соединений. Является компонентом для производства товарных бензинов, осветительных керосинов, реактивного топлива, органическим растворителем. Выступает как наполнитель бытовой техники. Химический состав: полициклические, циклические и ненасыщенные углеводороды. Отличается наличие серы, процент от общей массы которой зависит от месторождения, уровня залегания и качества сырьевого продукта.

Керосиновая фракция

Керосиновая фракция нефти — в первую очередь это топливо для реактивных двигателей. Используется в производстве лакокрасочной продукции и добавляется как растворитель в краску для стен и полов. Выступает сырьем в процессах синтеза веществ. Соединения углеводов с повышенным содержанием парафина. Наблюдается низкое содержание ароматических углеводов. Керосиновая фракция выделяется при атмосферной перегонке в пределах + 220°С.

Дизельная фракция

Подвид находит применение в изготовлении дизельного топлива для быстроходных видов транспорта, а также используется как вторичное сырье. В процессе обработки выделяется керосин, используемый для в лакокрасочной промышленности и приборостроении, изготовлении химии для автотранспорта. Преобладание смесей углеводородов нафтена. Для получения топлива, которые не застывает при -60°С, состав проходит карбамидную депарафинизацию. Это перемешивание всех компонентов в течение 1 часа и последующая фильтрация через воронку Бюхнера.

Мазут

Качественный состав смеси: масла смол, органические соединения с микроэлементами. Углеводородные компоненты: асфальтен, карбен, карбоид. При вакуумной перегонке из мазута производится гудрон, парафин, технические масла. Основное применение — жидкое топливо для котельных за характеристики вязкости. Топочный мазут подразделяется на 3 основных вида: флотский, средне-котельный и тяжелый. Последний применяется на ТЭЦ, средний вид — в котельных предприятий. Флотский — неотъемлемая часть работы судоходного транспорта.

Гудрон

Качество компонентов в процентном соотношении определяется так:

• Парафин, нафтен — 95%.
• Асфальтен — 3%.
• Смолы — 2%.

Вакуумный гудрон получается в результате завершения всех процессов разделения и перегонки. Температура выкипания + 500°С. На выходе получается вязкая консистенция черного цвета. Жидкостный состав используется в дорожном строительстве. Из него производят битумы для кровельных материалов. Гудрон необходим для создания кокса — продукта стратегического назначения. Компонент используется в изготовлении котельного топлива. В нем сконцентрирован самый большой процент тяжелых металлов, содержащихся в нефти.

Сырьевые показатели нефтепродуктов зависят от глубины залегания и вида месторождения. Это учитывается при формировании фракций нефти и достижения процентного соотношения компонентов.

Аппарат для определения температуры застывания нефтепродуктов

Для определения этой важной характеристики нефтяных компонентов используются различные приборы, среди которых наиболее популярен АТЗ-01.

Он применяется для анализа качественных характеристик различных видов  авиационных бензинов, дизельного и реактивного топлива и других нефтепродуктов. Аппарат работает по двум методам определения температуры застывания, называемым А и Б.

В качестве такой температуры принимают значение, при котором нефтепродукт, налитый в стандартную пробирку, застывает до такой степени, что при наклоне этой пробирки под углом  45-ть градусов уровень жидкости в ней в течении одной минуты остается неподвижен.

Температура в приборе измеряется при помощи двух сопротивлений, изготовленных из платины. Погрешность криокамеры при охлаждении  составляет плюс/минус 1 градус С.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your <a href=»/youtube/v3/getting-started#quota»>quota</a>.

Характеризация физико-химических свойств (ФХС) узких нефтяных фракций (псевдокомпонентов)

При расчете процессов ректификации многокомпонентных смесей (МКС) необходимо использовать физико-химические и термодинамические свойства всех компонентов, составляющих разделяемую МКС. Поскольку в рассматриваемом случае декомпозиция исходной непрерывной смеси на псевдокомпоненты носит достаточно условный характер, процедура расчета физико-химических свойств отдельных псевдокомпонентов приобретает особое значение.

Известно [2], что любое химическое вещество обладает совокупностью характеристических констант, причем значения характеристических констант зависят от химического строения молекул вещества. Это положение может быть распространено и на псевдокомпоненты, особенно если значения характеристических констант определены экспериментально.

В качестве основной и минимально необходимой характеристики псевдокомпонента принята его среднеарифметическая (между началом и концом выкипания фракции) температура кипения.

Однако, эта температура не в полной мере характеризует псевдокомпонент, поскольку она не учитывает особенности состава нефтей различного типа (различных месторождений). Для более точной оценки ФХС псевдокомпонентов необходима информация об углеводородном составе фракций.

Эта информация в косвенной форме в кривых ОИ и ИТК содержится. Более того, по закону сохранения масс усредненные (среднеинтегральные) значения псевдохарактеристических констант и вероятного углеводородного состава для фракций, выделенных по сравниваемым кривым  при одинаковых расходных пределах выкипания, должны совпадать (за исключением их температурных пределов выкипания) [2].

Поэтому для оценки углеводородного состава моторных топлив вполне допустимо использование кривой ОИ – как более простой и удобной при экспериментальном определении. Однако при расчете процессов разделения (прежде всего ректификации) необходимо использовать только кривую ИТК.

Для расчетов в качестве псевдохарактеристических констант всех компонентов (псевдокомпонентов) МКС используются стандартные свойства (температуры кипения, температуры фазовых переходов, давления насыщенных паров, плотности газовой и жидкой фаз при стандартных условиях, показатели преломления, вязкости, энтальпий и др.), а также критические свойства. Эти константы характеризуют химическую индивидуальность компонента, т.е. представляют «химический паспорт» вещества. Характеристические свойства являются функциями специфических химических параметров вещества: молярной массы и структуры молекулы вещества [2]:

Из (1.1) следует, что все стандартные свойства оказываются взаимосвязанными и могут быть выражены друг через друга. Так молярная масса какого либо углеводорода (псевдокомпонента) может быть выражена в виде функции от его стандартных свойств: температуры кипения, плотности, показателя преломления и прочих свойств, а также от комбинации этих свойств. В качестве примера можно привести формулы Б. П. Войнова [3], Крега [4] и Мамедова [4] для расчета молекулярной массы углеводородов:

Поэтому количество вариантов расчета ТФС псевдокомпонентов оказывается достаточно большим, что в определенной мере затрудняет их практическое использование.

Для расчета ФХС широких нефтяных фракций, состоящих из нескольких псевдокомпонентов, используется правило аддитивности, т.е. вклад каждой узкой фракции в свойства более широкой фракции определяется относительной концентрацией узкой фракции в более широкой.

В УМП процедуры расчета ФХС для непрерывных смесей автоматизированы: пользователь в соответствии с принятой температурной разбивкой кривой ИТК на псевдокомпоненты задает пределы выкипания отдельных псевдокомпонентов (отдельных узких фракций), после чего заполняет спецификацию для каждого выбранного псевдокомпонента, задавая его характеристические свойства, известные пользователю.

В качестве минимально необходимой информации, как уже указывалось, должна быть задана средняя температура кипения псевдокомпонента, а в качестве дополнительной задаются свойства (плотность, показатель преломления и т.д.), известные пользователю. Чем более полно определена эта информация, тем точнее будет охарактеризован каждый псевдокомпонент, а значит, и точнее будут результаты последующего моделирования. Для примера на рис. 1.7 приведены кривые распределения характеристических свойств (tср, p, n) для прямогонного гидроочищенного бензина [2].

Рис. 1.7. Кривые распределения температуры кипения (tср), плотности (p) и показателя преломления (n) фракции прямогонного гидроочищенного бензина

В соответствии с принятым условием достаточно плавного изменения характеристических свойств при изменении температуры кипения отдельных компонентов (число индивидуальных компонентов очень велико) зависимости всех свойств от доли отгона вещества (или от температуры отгона) должны быть также непрерывными.

На основе данной информации могут быть рассчитаны все основные свойства (Tкр, Pкр, Zкр, энтальпийные характеристики) как отдельных псевдокомпонентов, так и среднеинтегральные значения этих свойств для фракции в целом, а также определены вероятные брутто-формулы гипотетических псевдокомпонентов [2].По сути такой же подход используется и при взаимном пересчете кривых ОИ и ИТК.

При этом наличие даже неполной информации (только отдельных свойств для отдельных фракций даже в ограниченном диапазоне изменения доли отгона) позволяет заметно повысить адекватность обобщающей информации. Так, для примера, приведенного на рис. 1.4, учет только одного свойства по фракции в целом (плотность мазута) заметно уточняет вид конечной характеристики (кривая ИТК).