Курсовая работа: Склад та первинна переробка нафти

Курсовая работа: Склад та первинна переробка нафти

Вступ

1. Склад та властивості нафти

1.1 Склад нафти

1.2 Основні види нафти за вуглеводневим складом

1.3 Фракційний склад нафти

1.4 Води та домішок в складі нафти

1.5 Перегонка нафти

2. Способи первинної переробки нафти

2.1 Сутність процесу та типи установок

2.2 Основні види перегонки

2.2.1 Проста перегонка

2.2.2 Складна перегонка

2.2.3 Перегонка з водяною парою й у вакуумі

2.3 Сировина та продукти первинної перегонки нафти

2.4 Вибір технологічної схеми переробки

Висновки

Перелік використаних джерел

Питання про вихідну речовину, з якої утворилася нафта, про процеси нафтоутворення формування нафти в концентрований поклад, у окремих покладах і родовищах дотепер ще не є остаточно вирішеними. Існує ряд думок як про вихідні для нафти речовини, так і про причини і процеси, що обумовлюють її утворення. В останн роки завдяки працям радянських геологів, хіміків, біологів, фізиків дослідників інших спеціальностей удалося з'ясувати основні закономірності в процесах нафтоутворення. В даний час встановили, що нафта органічного походження, тобто вона, як і вугілля, виникла в результаті перетворення органічних речовин.

Раніше висувалися й інші теорії утворення нафти. Наприкінці XIX ст., коли в астрономія і фізика одержала розвиток застосування спектральних методів дослідження й у спектрах різних космічних тіл були виявлені не тільки вуглець і водень, але вуглеводні, російський геолог Н.А.Соколов висунув космічну гіпотезу утворення нафти. Він припускав, що коли земля була у вогненно-рідкому стані, то вуглеводні з газової оболонки проникнули в масу земної кулі, а згодом при остиганні виділилися на його поверхні. Ця гіпотеза не пояснює ні географічного, ні геологічного розподілу нафтових родовищ...

Наприкінці XIX ст. Д.І.Менделєєв, що звернув увагу на приуроченість відомих тоді родовищ нафти до крайових частин гір, була висунута теорія неорганічного походження нафти. Передбачалося, що вуглеводні, що утворяться при дії води на розпечені карбіди металів, проходили по тріщинах із глибоких шарів у зону осадової оболонки земної кулі, де шляхом їхньої конденсації і гідрогенізації утворилися нафтов родовища.

Ця теорія утворення нафти не одержала визнання серед геологів і хіміків. Важко уявити собі утворення нафти шляхом дії на карбіди металів води океанів, потрапивших в глибину землі по тріщинах земної кори, тому що ці тріщини не можуть йти так глибоко.

Крім того, наявність у земній корі великих покладів карбідів заліза, до яких може проникнути вода океанів, дуже сумнівно.

Кількість металевого заліза (а не його окислів), що може потрапити з дуже глибоких зон на поверхню твердої кори - мізерна. Оксиди заліза містити карбіди металів не можуть. Імовірність же наявності карбідів металів у самому залізі також украй незначна.

Усі приведен вище розуміння говорять про те, що в зовнішній оболонці космічного типу при наявності окисної обстановки не приходиться очікувати утворення і збереження карбідів заліза й інших металів у значних кількостях...

М. В. Ломоносов перший указав на зв'язок між пальними корисними копалинами - вугіллям і нафтою висунув вперше у світі в середині XVIII в. гіпотезу про походження нафти з рослинних залишків.

Академік В.И.Вернадский звернув увагу на наявність у нафті азотистих з'єднань, що зустрічаються в органічному світі.

Попередники академіка І.М.Губкіна, російські геологи Андрусов і Михайлівський також вважали, що на Кавказу нафта утворилася з органічного матеріалу. На думку И.М.Губкіна, батьківщина нафти знаходиться в області древніх мілководних морів, лагун і заток. Він вважав, що вугілля і нафта - члени того самого генетичного ряду пальних копалин.

Вугілля утвориться в болотах і прісноводних водоймах, як правило, з вищих рослин. Нафта виходить головним чином з нижчих рослин і тварин, але в інших умовах.

Нафта поступово утворювалася в товщі різних за віком осадових порід, починаючи від найбільш древніх осадових порід - кембрійських, виниклих 600 млн. років тому, до порівняно молодих - третинних шарів, що склалися 50 млн. років тому.

Нагромадження органічного матеріалу для майбутнього утворення нафти відбувалося в прибережній смузі, у зоні боротьби між сушею і морем...

По питанню про вихідний матеріал існували різні думки. Деякі вчені думали, що нафта виникла з жирів загиблих тварин (риби, планктон і ін.), інші вважали, що головну роль грали білки, треті надавали великого значення вуглеводам. Тепер доведено, що нафта може утворитися з жирів, білків і вуглеводів, тобто з усієї суми органічних речовин.

І.М.Губкін дав критичний аналіз проблеми походження нафти і розділив органічні теорії на три групи: теорії, де переважна роль в утворенні нафти приділяється загиблим твариною; 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 види сапропелітів.

Розходження у вихідній 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 яких складається нафта...

В минулому проведені дослідження, у результаті яких вдалося установити роль мікроорганізмів в утворенні нафти. Т.Л. Гинзбург-Карагічева, що відкрила присутність у нафті різноманітних мікроорганізмів, привела у своїх дослідженнях багато нових, цікавих відомостей. Вона встановила, що в нафтах, що раніше вважалися отрутою для бактерій, на великих глибинах йде кипуче життя, що не припинялося мільйони років підряд.

Цілий ряд бактерій живе в нафті і харчується нею, змінюючи, таким чином, хімічний склад нафти. Академік І.М.Губкін у своїй теорії нафтоутворення додавав цьому відкриттю велике значення. Гинзбург-Карагічевой установлено, що бактер нафтових шарів перетворюють різні органічні продукти в бітумінозні.

Під дією ряду бактерій відбувається розкладання органічних речовин і виділяється водень, необхідний для перетворення органічного матеріалу в нафту...

Академіком Н.Д.Зелінським, професором В.А.Соколовом поруч з іншими дослідниками велике значення в процесі нафтоутворення придавалось радіоактивним елементам. Дійсно, доведено, що органічні речовини під дією альфа-променів розпадаються швидше при цьому утворюється метан і ряд нафтових вуглеводнів.

Академік Н.Д.Зелінський і його учні установили, що велику роль у процесі нафтоутворення грають каталізатори.

У більш пізніх роботах академік Зелінський довів, що вхідні до складу тваринних і рослинних залишків пальмітинова, стеаринова й інша кислоти при впливі хлористого алюмінію в умовах порівняно невисоких температур (150-400о) утворять продукти, по хімічному 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 звичайн глини, глинисті вапняки й інші породи, що містять глинисті мінерали.

Мета роботи полягає в проведенні аналізу літературних джерел щодо складу та первинно переробки нафти.

Завдання роботи:

1)   проаналізувати склад нафти;

2)   розглянути основн властивості нафти;

3)   проаналізувати основн особливості первинної переробки нафти.

1.1 Склад нафти

Нафта - рідина від ясно-коричневого (майже безбарвна) до темно-бурого (майже чорного) кольору (хоча бувають екземпляри навіть смарагдово-зеленої нафти). Середня молекулярна маса 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 кількість різних органічних речовин і тому характеризується не температурою кипіння, а температурою початку кипіння рідких вуглеводнів (звичайно >28 °C, рідше 100 °C у випадку важких нафт) і фракційним складом - виходом окремих фракцій, що переганяються спочатку при атмосферному тиску, а потім під вакуумом у визначених температурних межах, як правило до 450-500 °С (википає ~ 80 % обсягу проби), рідше 560-580 °С (90-95 %). Температура застигання від +60 до + 30 °C; залежить переважно від вмісту в нафті парафіну (чим його більше, тим температура застигання вище) і легких фракцій (чим їхній більше, тим ця температура нижче). В'язкість змінюється в широких межах (від 1,98 до 265,90 мм3/с для різних нафт, що добуваються в світі), визначається фракційним складом нафти температурою (чим вона вище і більше кількість легких фракцій, тим нижче в'язкість), а також вмістом смолисто-асфальтових речовин (чим їх більше, тим в'язкість вище). Питома теплоємність 1,7-2,1 кдж/(кг•К); питома теплота згоряння (нижча) 43,7-46,2 МДЖ/кг; діелектрична проникність 2,0-2,5; електрична провідність від 2•10-10 до 0,3•10-18 Ом-1см-1.

Нафта - легко займиста рідина; температура спалаху від +35 до +121 °C (залежить від фракційного складу і вмісту в ній розчинених газів). Нафта розчинна в органічних розчинниках, у звичайних умовах не розчинна у воді, але може утворювати з нею стійкі емульсії. У технології для відділення від нафти води розчиненої в ній солі проводять зневоднювання і знесолення [7].

У зв'язку з швидким розвитком у світі хімічної і нафтохімічної промисловості потреба в нафті збільшується не тільки з метою підвищення вироблення палив і олій, але як 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 вихідних речовин для цих виробництв найбільше застосування знайшли: парафінов вуглеводні - метан, етан, пропан, бутани, пентани, гексани, а також високомолекулярні (10-20 атомів вуглецю в молекулі); нафтенові - циклогексан; ароматичні вуглеводні - бензол, толуол, ксилоли, етилбензол; олефінові і диолефінов - етилен, пропілен, бутадієн; ацетилен. Виснаження ресурсів нафти, зростання цін на неї викликали інтенсивний пошук замінників рідких палив.

По хімічною природою і походженням нафта близька до природних горючих газів, озокеритові, а також асфальтові. Іноді всі ці горючі копалини об`єднуються під загальною назвою петроліти і відносяться до ще більш великої групи так званих каустобіолітів - горючих мінералів біогенного походження, що включають також викопні тверді палива - торф, буре і кам'яне вугілля, антрацит, сланці. По здатності розчинятися в органічних рідинах (сірковуглеці, хлороформі, спиртобензольній суміші) нафта, як і інші петроліти, а також речовини, що вилучаються цими розчинниками з торфу, викопного вугілля або продуктів їх переробки, прийнято відносити до групи бітумів [1].

Нафта являє собою суміш близько 1000 індивідуальних речовин, з яких велика частина - рідк вуглеводні (> 500 або звичайно 80-90 % по масі) і гетероатомні органічн сполуки (4-5 %), переважно сірчисті (близько 250), азотисті (> 30) і киснев (близько 85), а також металоорганічні з'єднання (в основному ванадієв нікелеві); інші компоненти - розчинені вуглеводневі гази (C1-C4, від десятих часток до 4 %), вода (від слідів до 10 %), мінеральні сол (головним чином хлориди, 0,1-4000 мг/л і більш), розчини солей органічних кислот і ін., механічні домішки (частки глини, піску, вапняку).

В основному в нафті представлені парафінові (звичайно 30-35, рідше 40-50 % за об`ємом) нафтенові (25-75 %). У меншому ступені - сполуки ароматичного ряду (10-20, рідше 35 %) і змішаної будови (наприклад, парафіно-нафтенові, нафтено-ароматичні).

Елементний склад нафти і гетероатомні компоненти

Поряд з вуглеводнями до складу нафти входять речовини, що містять допоміжні атоми. Сірковмісні - H2S, меркаптани, моно- і дисульфіди, тіофени тіофани, а також поліциклічні і т.п. (70-90 % концентрується в залишкових продуктах - мазуті і гудроні); азотвмісні - переважно гомологи піридину, хіноліну, індолу, карбазолу, піролу, а також порфірини (здебільшого концентрується у важких фракціях і залишках); кисеньвмісні - нафтенові кислоти, феноли, смолисто-асфальтенові й ін. речовини (зосереджені звичайно у висококиплячих фракціях). Елементний склад (%): С - 82-87,Н - 11-14,5, S - 0,01-6 (рідко до 8), N - 0,001-1,8, O - 0,005-0,35 (рідко до 1,2) і ін. Усього в нафті виявлено більш 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 домішок у сировині різних родовищ коливається в широких межах, тому говорити про 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 не менш 25 %, виділяють змішані типи нафти: метано-нафтенові, нафтено-метанові, ароматично-нафтенові, нафтено-ароматичні, ароматическо-метанов метано-ароматичні; у них першого компонента міститься більш 25 %, другого - більш 50 %. Сира нафта безпосередньо не застосовується. Для одержання з не технічно цінних продуктів, головним чином моторних палив, розчинників, сировини для хімічної промисловості, її піддають переробці [5].

Сирою нафтою називають нафта, одержувану безпосередньо зі шару. При виході з нафтового шару нафта містить частки гірських порід, воду, а також розчинені в ній солі і гази. Ці домішки викликають корозію устаткування і серйозні утруднення при транспортуванні і переробці нафтової сировини. Таким чином, для експорту або доставки у віддалені від місць видобутку нафтопереробні заводи необхідний промислова обробка сирої нафти: з неї віддаляється вода, механічні домішки, солі і тверді вуглеводні, виділяється газ. Газ і найбільш легкі вуглеводн необхідно виділяти зі складу сирої нафти, тому що вони є цінними продуктами, можуть бути загублені при її зберіганні. Крім того, наявність легких газів при транспортуванні сирої нафти по трубопроводу може привести до утворення газових мішків на ділянках траси. Очищену від домішок, води і газів сиру нафту поставляють на нафтопереробні заводи (НПЗ), де в процесі переробки з не одержують різні види нафтопродуктів. Якість, як сирої нафти, так нафтопродуктів, одержуваних з неї, визначається її складом: саме він визнача напрямок переробки нафти і впливає на кінцеві продукти.

Найважливішими характеристиками властивостей сирої нафти є: густина, вміст сірки, фракційний склад, 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 вираження 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 можна орієнтовно судити про вуглеводневий склад сирої нафти і нафтопродуктів, оскільки її значення для вуглеводнів різних груп по-різному. Більш висока густина сирої нафти вказує на більший вміст ароматичних вуглеводнів, а більш низька - на більший вміст парафінових вуглеводнів. Вуглеводні нафтенової групи займають проміжне положення. Таким чином, величина густини до відомого ступеня буде характеризувати не тільки хімічний склад і походження продукту, але і його якість. Найбільш якісними і цінними є легкі сорти сирої нафти (російська Sіberіan Lіght). Чим менше густина сирої нафти, тим легше процес її переробки вище якість одержуваних з неї нафтопродуктів [7].

За вмістом сірки сиру 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, пряме відношення до смаку. На зорі видобутку нафти в Пенсільванії, одержуваний з не гас використовувався як лампова олія для освітлення приміщень. Гас з великим вмістом сірки давав огидний запах при згорянні, тому більше цінувався гас з низьким вмістом сірки, солодкий на смак. Звідси і відбулася ця термінологія.

Нафта є сумішшю декількох тисяч хімічних сполук, більшість з яких - комбінація атомів вуглецю водню - вуглеводні; кожна з цих сполук характеризується власною температурою кипіння, що є найважливішою фізичною властивістю нафти, широко використовуваним у нафтопереробній промисловості. На кожній зі стадій кипіння нафти випаровуються певні сполуки, цей процес називають перегонкою нафти. Сполуки, що випаровуються в заданому проміжку температури, називаються фракціями, а температури початку і кінця кипіння - границями кипіння фракції або межами википання. Фракції, що википають до 350°С, називають світлими дистилятами. Фракція, що википає вище 350°С, є залишком після добору світлих дистилятів називається мазутом. Мазут і отримані з нього фракції - темні. Назви фракціям привласнюються в залежності від напрямку їхнього подальшого використання.

Різні нафти сильно відрізняються за складом. У легкій нафті (lіght oіl) звичайно більше бензину, нафти і гасу, у важких - газойлю і мазуту. Найбільш поширені нафти з вмістом бензину 20-30%.

Присутність механічних домішок у складі сирої нафти порозумівається умовами її залягання способами видобутку. Механічні домішки складаються з часток піску, глини й нших твердих порід, що, осідаючи на поверхні води, сприяють утворенню нафтово емульсії. У відстійниках, резервуарах і трубах при підігріві сирої нафти частина механічних домішок осідає на дні і стінках, утворити шар бруду і твердого осаду. При цьому зменшується продуктивність устаткування, а при відкладенн осаду на стінках труб зменшується їхня теплопровідність. Масова частка механічних домішок до 0,005% включно оцінюється як їхня відсутність.

В'язкість визначається структурою вуглеводнів, що складають нафту, тобто їхньою природою співвідношенням, вона характеризує властивості розпилення і перекачування нафти і нафтопродуктів: чим нижче в'язкість рідини, тим легше здійснювати транспортування по трубопроводах, робити її переробку. Особливо важлива ця характеристика для визначення якості маслених фракцій, одержуваних при переробці нафти і якості стандартних мастил. Чим більше в'язкість нафтових фракцій, тим більше температура їхній википан.

1.3 Фракційний склад нафти

Найважливішим показником якості нафти є фракційний склад.

Фракційний склад визначається при лабораторній перегонці з використанням методу поступового випару, у процесі якої при поступово підвищується температурі з нафти відганяють частини - фракції, що відрізняються одна від одної межами википання. Кожна з фракцій характеризується температурами початку і кінця кипіння [7].

Промислова перегонка нафти ґрунтується на схемах з так називаним однократним випаром подальшою ректифікацією.

Фракції, що википають до 350оС, відбирають при тиску трохи вищому атмосферного, називають світлими дистилятами(фракціями). Назви фракціям привласнюються в залежності від напрямку їхнього подальшого використання. В основному, при атмосферній перегонці одержують наступні світлі дистиляти: 140оС (початок кипіння) - бензинова фракція, 140-180оС - лігроїнова фракція(важка нафта), 140-220оС (180-240оС ) - гасова фракція, 180-350оС (220-350оС, 240-350оС) - дизельна фракція (легкий або атмосферний газойль, соляровий дистилят).

Фракція, що википає вище 350оС є залишком після добору світлих дистилятів називається мазутом. Мазут розганяють під вакуумом і в залежності від подальшого напрямку переробки нафти одержують наступні фракції: для одержання палив - 350-500оС вакуумний газойль (дистилят), >500оС вакуумний залишок (гудрон); для одержання олій - 300-400оС (350-420оС) легка маслена фракція (трансформаторний дистилят), 400-450оС (420-490оС) середня маслена фракція (машинний дистилят), 450-490оС важка маслена фракція (циліндровий дистилят), >490оС гудрон. Мазут і отримані з нього фракції - темні.

У такий спосіб фракціонування - це поділ складної суміші компонентів на більш прості суміш або окремі складові [8].

Продукти, одержувані як при первинній, так і при вторинній переробці нафти, відносять до світлих, якщо вони википають до 350оС, і до темних, якщо меж википан 350оС і вище.

Нафти різних родовищ помітно відрізняються за фракційним складом, вмістом світлих і темних фракцій.

У технічних умовах на нафту і нафтопродукти нормуються:

температура початку кипіння;

температура, при якій відганяється 10,50,90 і 97.5% від завантаження, а також залишок у відсотках;

іноді лімітується температура кінця кипіння.

1.4 Води та домішок в складі нафти

При видобутку переробці нафта двічі змішується з водою: при виході з великою швидкістю зі шару разом із супутньою їй пластовою водою й у процесі знесолення, тобто промивання прісною водою для видалення хлористих солей.

У нафт нафтопродуктах вода може утримуватися у вигляді простої суспензії, тоді вона легко відстоюється при зберіганні, або у вигляді стійкої емульсії, тоді вдаються до особливих прийомів зневоднювання нафти.

Утворення стійких нафтових емульсій приводить до великих фінансових утрат. При невеликому вміст пластової води в нафті здорожується транспортування її по трубопроводах, тому що збільшується в'язкість нафти, що утворить з водою емульсію. Після відділення води від нафти у відстійниках і резервуарах частина нафти скидається разом з водою у вигляді емульсії і забруднює стічні води [2].

Частина емульс уловлюється пастками, збирається і накопичується в земляних коморах і нафтових ставках, де з емульсії випаровуються легкі фракції і вона забруднюється механічними домішками. Такі нафти одержали назва "комірні нафти". Вони високонаводнені і смолисті, з великим вмістом механічних домішок, важко збезводнюються.

Вміст води в нафті є самим вагомим поправним показником при обчисленні маси нетто нафти по масі брутто. Цей показник якості, поряд з механічними домішками і хлористими солями, 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 в карбюраторному і дизельному паливі, вода знижує їх теплотворну здатність, засмічує і викликає закупорку форсунок.

При зменшенн температури кристалики льоду засмічують фільтри, що може служити причиною аварій при експлуатації авіаційних двигунів.

Вміст води в ол підсилює її схильність до окислювання, прискорює процес корозії металевих деталей, що стикаються з олією.

Отже, вода впливає як на процес переробки нафти, так і на експлуатаційні властивост нафтопродуктів і кількість її повинна нормуватися.

Збіжність - два результати визначень, отримані одним виконавцем, визнаються достовірними (з 95%-ний довірчою імовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує: 0.1 см3 - при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см3; 0.1 см3 або 2% від середнього значення обсягу (у залежності від того, яка з цих величин більше) - при обсязі води більш 1.0 см3.

Відтворюваність - два результати дослідів, отримані в двох різних лабораторіях ( з 95%-ною довірчою імовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує:

- 0.1 см3 - при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см3;

- 0.2 см3 або 10% від середнього значення обсягу (у залежності від того, яка з цих величин більше) - при обсязі води понад 1.0 см3 до 10 см3;

- 5% від величини середнього результату - при обсязі води більш 10 см3.

Відповідно до Держстандарту 2477-65 масова частка води повинна складати не більш ніж 0.5%-1% у залежності від ступеня підготовки нафти.

Присутність механічних домішок пояснюється умовами залягання нафти і способами їх видобутку.

Механічні домішки нафти складаються зі зважених у ній високодисперсних часток піску, глини й нших твердих порід, що, адсорбуються на поверхні глобул води, сприяють стабілізації нафтової емульсії. При перегонці нафти домішки можуть частково осідати на стінках труб, апаратури і трубчастих печей, що приводить до прискорення процесу зносу апаратури [7].

У відстійниках, резервуарах і трубах при підігріві нафти частина високодисперсних механічних домішок коагулює, випадає на дно і відкладається на стінках, утворити шар бруду твердого осаду. При цьому зменшується продуктивність апаратів, а при відкладенні осаду на стінках труб зменшується їхня теплопровідність.

У ДСТ 6370-83 приводяться наступні оцінки вірогідності результатів визначення змісту механічних домішок при довірчій імовірності 95%.

Масова частка механічних домішок до 0.005% включно оцінюється як їх відсутність.

ДСТ 9965-76 також установлює масову болю механічних домішок у нафтах, що може бути не більш 0.05%.

Сірка сполуки є постійними складовими частинами сирої нафти. По хімічній природі - це сполуки сульфідів, гомологів тіофана і тіофена. Крім зазначених сполук, у деяких нафтах зустрічаються сірководень, меркаптани і дисульфіди.

Меркаптани або тіоспирти - легколетучі рідини з надзвичайно огидним запахом; сульфіди або тіоефіри - нейтральні речовини, що нерозчиняються у воді, але розчиняються в нафтопродуктах; дисульфіди або полісульфіди - важкі рідини з неприємним запахом, що легко розчиняються в нафтопродуктах, і дуже мало у воді; тіофен - рідина, що не розчиняється у воді.

Сполуки сірки в нафтах, як правило, є шкідливою домішкою. Вони токсичні, мають неприємний запах, сприяють відкладенню смол, у сполуках з водою викликають інтенсивну корозію металу. Особливо в цьому відношенні небезпечні сірководень меркаптани. Вони володіють високою корозійною здатністю, руйнують кольоров метали і залізо. Тому їхня присутність у товарній нафті не припустимо.

Точність методу визначення сірки відповідно до Держстандарту 1437-75 виражається наступними показниками:

схожість - результати визначення, отримані послідовно одним лаборантом, визнаються достовірними (при довірчій імовірності 95%), якщо розбіжність між ними не перевищує встановлених значень;

відтворюваність - результати аналізу, отримані в двох різних лабораторіях, визнаються достовірними (при довірчій імовірності 95%).

1.5 Перегонка нафти

В'язкість найважливішою фізичною константою, що характеризує експлуатаційні властивост котелень, дизельних палив і інших нафтопродуктів. Особливо важлива ця характеристика для визначення якості маслених фракцій, одержуваних при переробці нафти і якості стандартних мастил.

За значенням в'язкості судять про можливості розпилення і перекачування нафтопродуктів, при транспортуванні нафти по трубопроводах, палив у двигунах і т.д.

Визначається структурою вуглеводнів, що складають нафту і нафтопродуктів, тобто їх природою співвідношенням. Серед різних груп вуглеводнів, найменшу в'язкість мають парафінові, найбільшу - нафтенові вуглеводні [5].

Можна додати, що чим більше в'язкість нафтових фракцій, тим більше температура їхній википан.

Визначення в'язкості відповідно до Держстандарту 33-82 "Нафтопродукти. Методи визначення кінематичної і розрахунок динамічної в'язкості встановлює наступн норми точності визначення в'язкості: збіжність припускає, що розбіжність результатів послідовних визначень отриманих одним і тем же лаборантом, що працює на тому самому віскозиметрі, в ідентичних умовах на тому самому продукті, не повинне перевищувати 0.35% від середнього арифметичного значення (з 95% довірчою мовірністю); відтворюваність - розбіжність результату двох визначень, отриманими різними лаборантами, які працюють в різних лабораторіях, на тому самому продукті, не повинне перевищувати 0.72% від середнього арифметичного (з 95% довірчою імовірністю).

Перегонка нафти, що містять солі, стає неможливої через інтенсивну корозію апаратури, а також через відкладення солей у трубах печей і теплообмінниках. У результаті можуть прогоріти грубні труби і виникнути пожежа, безупинно підвищуватися тиск на сировинних грубних насосах унаслідок зменшення діаметра грубних труб і, нарешті, цілком припиниться подача сировини в піч.

Основним кородуючим фактором є присутність хлоридів у нафті. При підігріві нафти до 1200C вище в присутності навіть слідів води відбувається інтенсивний гідроліз хлоридів з виділенням сильно кородуючого агента - хлористого водню HCl.

Гідроліз хлоридів йде відповідно до наступних рівнянь [5]:

MgCl2 + H2O = MgOHCl + HCl

MgCl2 + 2H2O = Mg(OH)2 + 2HCl

З підвищенням температури швидкість гідролізу хлоридів значно збільшується. З хлоридів, що утримуються в нафті, найбільше легко гідролізується хлористий магній, за ним хлористий кальцій і складніше за всіх гідролізується хлористий натрій.

При перегонц сірчистих нафт сірководень реагує з залізом і утворює сульфід заліза, що розчиняється не у воді, що у виді тонкої плівки покриває стінки апаратів і, таким образів, захищає апаратуру від подальшого впливу корозії. Але хлористий водень, що виділився, розкладає цю захисну плівку, при цьому виділяються нов порції сірководню й утвориться нерозчинне у воді хлористе залізо. У результат оголюється поверхня металу і протікає інтенсивна сполучена корозія сірководнем хлористим воднем.

Наявність значно кількості мінеральних солей у мазутах, що являють собою залишок при перегонці нафти використовуються як казанове паливо приводить до відкладення солей у топках, на зовнішніх стінках нагрівальних труб. Це приводить до зниження тепловіддач , отже, до зниження коефіцієнта корисної дії печі.

Таким чином, переробка таких нефтей може здійснюватися тільки після обов'язкового знесолення зневоднювання.

ДСТ 21534 установлює два методи визначення хлористих солей у нафті: титруванням водного екстракту (метод А) і неводним поценціометричним титруванням (метод Б).

Здатність молекул рідини виходити через вільну поверхню назовні, утворити пара, називають випаровуваністю. Над поверхнею кожної рідини унаслідок випару знаходиться пара, тиск якого може зростати до визначеної межі, що залежить від температури називається тиском насиченої пари. При цьому тиск пари і рідини буде однаковим, пара і рідина виявляються в рівновазі і пара стає насиченим. При цьому, число молекул, що переходять з рідини в пару дорівнює числу молекул, що робить зворотний перехід.

Тиск насичених парів з підвищенням температури росте. Утворення насичених пар приводить до того, що тиск на вільній поверхні не може бути нижче тиску насичених пар [8].

Для нафти нафтопродуктів і інших складних багатокомпонентних систем тиск насиченої пари при даній температурі є складною функцією складу і залежить від співвідношення обсягів просторів, у яких знаходиться пара і рідина.

Тиск насичених пар характеризує інтенсивність випару, пускові якості моторних палив схильність їх до утворення парових пробок.

При транспортуванні нафти, що містить парафін, по трубопроводах на їх стінках, а також на деталях устаткування часто відкладається парафін. Це пояснюється як тим