Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-1.jpg" alt=">Фракционный состав нефти ">
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-3.jpg" alt="> Нефть и нефтепродукты представляют собой такую сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений,"> Нефть и нефтепродукты представляют собой такую сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений, что обычными методами перегонки их невозможно разделить на индивидуальные соединения. Как правило, нефти и нефтепродукты разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Такие части принято называть фракциями или дистиллятами. Нефтяные фракции в отличие от индивидуальных соединений не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, т. е. имеют температуру начала кипения (н. к.) и конца кипения (к. к.). Температуры начала и конца кипения зависят от химического состава фракции. Фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них (в объемных или массовый процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель имеет большое практическое значение. По фракционному составу нефти судят о том, какие нефтепродукты и в каких количествах можно из нее выделить, а фракционный состав бензинов и других моторных топлив характеризует их испаряемость, полноту испарения и др.
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-4.jpg" alt="> Основные фракции, выделяемые из нефти на промышленных установках: 1."> Основные фракции, выделяемые из нефти на промышленных установках: 1. Бензиновая н. к. (28˚С) – 180 ˚С (без отбора керосиновой фракции) или н. к. (28 ˚С) – 150 ˚С (без отбора керосиновой фракции); 2. Керосиновая 150 ˚С – 250 ˚С; 3. Дизельная (180 ˚С) – 350 ˚С (без отбора керосиновой фракции) или 250 ˚С – 350 ˚С (с отбором керосиновой фракции). В ряде случаев отбирают дизельную фракцию утяжеленного состава с концом кипения 360 ˚С. Суммарный выход этих фракций (до 360 ˚С) составляет количество светлых фракций нефти. Из остатка мазута получают: 4. Вакуумный газойль 350 ˚С (360 ˚С)- 500 ˚С(550 ˚С); 5. Гудрон >500 ˚С (> 550 ˚С) – самый тяжелый продукт перегонки нефти.
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-5.jpg" alt="> Дистилляция (перегонка) – процесс разделения сложных смесей углеводородов путем частичного испарения жидкости или"> Дистилляция (перегонка) – процесс разделения сложных смесей углеводородов путем частичного испарения жидкости или частичной конденсацией паровой смеси с образованием двух фаз (перегонка), из которых паровая обогащается низкокипящим компонентом (нкк), а жидкая – высококипящим (вкк) по сравнению с исходной смесью. Лабораторная установка для перегонки нефти
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-8.jpg" alt="> Лабораторное оборудование для разгонки нефти АРН-2 ">
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-9.jpg" alt="> АРН-ЛАБ-11 Автоматический аппарат для определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов">
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-10.jpg" alt="> Перегонку нефти и нефтепродуктов с целью разделения на фракции можно осуществить с"> Перегонку нефти и нефтепродуктов с целью разделения на фракции можно осуществить с постепенным либо с однократным испарением. При перегонке с постепенным испарением образующиеся пары непрерывно отводят из перегонного аппарат, они конденсируются и охлаждаются в конденсаторе-холодильнике и собираются в приемник в виде жидких фракций. В том случае, когда образующиеся в процессе нагрева пары не выводятся из перегонного аппарата до тех пор, пока не будет достигнута заданная температура, при которой в один прием (однократно) отделяют паровою фазу от жидкой, процесс называют перегонкой с однократным испарением. После этого строят кривую ОИ (см. рис.) Данные способы перегонки не позволяют добиться четкого разделения нефтепродуктов на узкие фракции, т. к. часть высококипящих компонентов переходит в дистиллят, а часть низкокипящих фракций остается в жидкой фазе. Поэтому применяют перегонку с дефлегмацией или ректификацией. Для этого в колбе нагревают нефть или нефтепродукт; образующиеся при перегонке пары, почти лишенные высококипящих компонентов, охлаждаются в специальном аппарате – дефлегматоре и переходят в жидкое состояние – флегму. Флегма, стекая вниз, встречается со вновь образовавшимися парами. В результате теплообмена низкокипящие компоненты испаряются, а высококипящие компоненты паров конденсируются. При таком контакте паров достигается более четкое разделение на фракции, чем без дефлегмации.
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-11.jpg" alt=">1 – кривая, полученная перегонкой с четкой ректификацией (кривая ИТК); 2 – кривая"> 1 – кривая, полученная перегонкой с четкой ректификацией (кривая ИТК); 2 – кривая однократного испарения (кривая ОИ); 3 – кривая, полученная простой перегонкой (разгонка по Энглеру) ; t 1, t 2, t 3, …tn – температуры кипения при оборе дистиллята в точках x 1, x 2, x 3, …xn. ; Фракция t 1 -t 2 выкипает в количестве x 2 -x 1, е – массовая доля отгона
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-12.jpg" alt="> Аппарат для перегонки с дефлегматором ">
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-13.jpg" alt=">Еще более четкое разделение происходит при перегонке с ректификацией. Аппарат для такой перегонки"> Еще более четкое разделение происходит при перегонке с ректификацией. Аппарат для такой перегонки состоит из перегонной колбы, ректификационной колонки, конденсатора холодильника и приемника.
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-16.jpg" alt="> Наибольшее распространение в лабораторной практике получили следующие виды перегонки: "> Наибольшее распространение в лабораторной практике получили следующие виды перегонки: 1. Перегонка, основанная на принципе постепенного испарения: – простая перегонка нефти и нефтепродуктов, выкипающих до 350 ˚С при атмосферном давлении; – простая перегонка нефтепродуктов, выкипающих выше 350 ˚С при пониженном давлении (под вакуумом); – перегонка с дефлегмацией; – перегонка с четкой ректификацией. 2. Перегонка, основанная на принципе однократного испарения: – перегонка с однократным испарением. 3. Молекулярная дистилляция для высокомолекулярных соединений и смол. 4. Имитированная перегонка.
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-17.jpg" alt="> Вакуум дистилляция – один из методов разделения смесей органических веществ. Широко применяется"> Вакуум дистилляция – один из методов разделения смесей органических веществ. Широко применяется в ситуации, когда дистилляция не может быть проведена при атмосферном давлении из за высокой температуры кипения целевого вещества, что приводит к термическому разложению перегоняемого продукта. Так как в вакууме жидкость кипит при более низкой температуре, становится возможным разогнать жидкости, разлагающиеся при перегонке с атмосферным давлением.
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-19.jpg" alt="> Молекулярная дистилляция в отличие от обычной дистилляции не связана с"> Молекулярная дистилляция в отличие от обычной дистилляции не связана с кипением раствора, а протекает в условиях испарения со свободной поверхности. Она может быть применена для жидкостей, которые не выдерживают высоких температур и не могут быть доведены до кипения без опасности разложения. Молекулярную дистилляцию используют для разделения и изучения высокомолекулярных веществ, содержащихся в нефтяных остатках, получаемых обычной перегонкой. Этим способом перегоняют термически нестойкие вещества с молекулярной массой 250 - 1200, получают вакуумные масла, высоковязкие масла с высоким индексом вязкости.
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-20.jpg" alt=">Промышленные установки молекулярной дистилляции ">
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-21.jpg" alt="> Имитированная перегонка. Для анализа нефтепродуктов используется широко распространенный газохроматографический"> Имитированная перегонка. Для анализа нефтепродуктов используется широко распространенный газохроматографический метод имитированной дистилляции. Традиционный метод имитированной дистилляции предполагает использование насадочных колонок. Спецификация на реактивное топливо и дизельное топливо указывает имитированную дистилляцию как альтернативу дистилляции при атмосферном давлении при получении информации об истинном распределении по температурам кипения. Метод имитированной дистилляции использует газохроматографическую технику для получения информации об истинном распределении по температурам кипения нефти и нефтяных фракций до 750 °С.
Src="https://present5.com/presentation/3/174642540_451406648.pdf-img/174642540_451406648.pdf-22.jpg" alt="> Имитированная перегонка. Методом имитированной дистилляции получают кривую истинных температур кипения, которая"> Имитированная перегонка. Методом имитированной дистилляции получают кривую истинных температур кипения, которая строится по данным хроматографического разделения исследуемого продукта на колонке с неполярным сорбентом в режиме программирования температуры. После ввода образца в инжектор, группы углеводородов выводятся на хроматограмму в порядке возрастания их температур кипения. Предварительно выполняется калибровка системы по эталонной смеси углеводородов с известными температурами кипения. Кривые имитированной дистилляции хорошо совпадают с результатами определения фракционного состава перегонкой при атмосферном давлении и при пониженном давлении. Для описания тяжелых фракций нефти использовали газовый хроматограф с высокотемпературным термостатом. Метод имитированной дистилляции с помощью газовой хроматографии позволяет проводить анализ нефтяных продуктов не только быстрее и с большей степенью точности, но и требует для осуществления меньшего количества анализируемых веществ.
В открытых новых месторождениях нефти необходимо очень тщательно изучать состав и содержание примесей добываемой нефти. В зависимости от места добычи нефти состав их может существенно изменяться. В особенности это касается серы, сероводорода и метил - этилмеркаптанов. Причем содержание может варьироваться в больших пределах: от 0,60 до 5,00%. Так, например, есть малосернистые: содержание серы в них до 0,60%, сернистые - от 0,61 до 1,80%, высокосернистые - от 1,81 до 3,50%, особо высокосернистые - свыше 3,50% по ГОСТ 1437 и 9.2.
В последнее время в лабораториях вместо трудоемких способов для определения серы стали применять более усовершенствованные методы определения серы.
Энергодисперсионная рентгенофлуоресцентная спектроскопия
Так, для определения серы используется современный метод энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектроскопии по ГОСТ 51947-2002. Его сущность состоит в том, что нефть помещают в пучок лучей, испускаемых источником рентгеновского излучения. Измеряют характеристики энергии возбуждения от рентгеновского излучения и сравнивают полученный сигнал счетчика импульсов с сигналами счетчика, полученными при заранее подготовленных калибровочных образцов. Этот метод обеспечивает быстрое и точное измерение общей серы в нефти с минимальной подготовкой образца. Время анализа обычно 2-4 мин. Диапазон измерения серы от 0,0150 до 5,00%. Рентгенофлуоресцентный спектрометр отличается быстротой получения результатов, удобством, хорошей точностью. Существует множество методик для проведения исследований в различных областях науки и техники
Имитированная дистилляция
Также для анализа нефтепродуктов используется широко распространенный газохроматографический метод имитированной дистилляции. Традиционный метод имитированной дистилляции предполагает использование насадочных колонок. Спецификация на реактивное топливо и дизельное топливо указывает имитированную дистилляцию как альтернативу дистилляции при атмосферном давлении при получении информации об истинном распределении по температурам кипения. Метод имитированной дистилляции использует газохроматографическую технику для получения информации об истинном распределении по температурам кипения нефти и нефтяных фракций до 750 °С.
Методом имитированной дистилляции получают кривую истинных температур кипения, которая строится по данным хроматографического разделения исследуемого продукта на колонке с неполярным сорбентом в режиме программирования температуры. После ввода образца в инжектор, группы углеводородов выводятся на хроматограмму в порядке возрастания их температур кипения. Предварительно выполняется калибровка системы по эталонной смеси углеводородов с известными температурами кипения. Кривые имитированной дистилляции хорошо совпадают с результатами определения фракционного состава перегонкой при атмосферном давлении и при пониженном давлении. Для описания тяжелых фракций нефти использовали газовый хроматограф с высокотемпературным термостатом.
Метод имитированной дистилляции с помощью газовой хроматографии позволяет проводить анализ нефтяных продуктов не только быстрее и с большей степенью точности, но и требует для осуществления меньшего количества анализируемых веществ.
Атомно-абсорбционный анализ
Анализ нефтепродуктов занимает один из основных сегментов применения атомной абсорбции в анализе веществ. Типичными образцами нефтепродуктов являются сырая нефть, топливо (бензин) смазочные масла (свежеприготовленные и отработанные).
Атомно-абсорбционный анализ (атомно-абсорбционная спектрометрия), метод количественного элементного анализа по атомным спектрам поглощения (абсорбции). Через слой атомных паров пробы, получаемых с помощью атомизатора, пропускают излучение в диапазоне 190-850 нм. В результате поглощения квантов света атомы переходят в возбужденные энергетические состояния. Этим переходам в атомных спектрах соответствуют так называемые резонансные линии, характерные для данного элемента. Согласно закону Бугера - Ламберта - Бера мерой концентрации элемента служит оптическая плотность A = lg(I 0 /I), где I 0 и I-интенсивности излучения от источника соответственно до и после прохождения через поглощающий слой.
Рисунок 1: Принципиальная схема пламенного атомно-абсорбционного спектрометра: 1-источник излучения; 2-пламя; 3-монохрома гор; 4-фотоумножитель; 5-регистрирующий или показывающий прибор.
Приборы для атомно-абсорбционного анализа - атомно-абсорбционные спектрометры - прецизионные высокоавтоматизированные устройства, обеспечивающие воспроизводимость условий измерений, автоматическое введение проб и регистрацию результатов измерения. В некоторые модели встроены микроЭВМ. В качестве примера на рисунке приведена схема одного из спектрометров. Источником линейчатого излучения в спектрометрах чаще всего служат одноэлементные лампы с полым катодом, заполняемые неоном. Для определения некоторых легколетучих элементов (Cd, Zn, Se, Те и др.) удобнее пользоваться высокочастотными безэлектродными лампами.
Перевод анализируемого объекта в атомизированное состояние и формирование поглощающего слоя пара определенной и воспроизводимой формы осуществляется в атомизаторе - обычно в пламени или трубчатой печи. Наиб. часто используют пламя смесей ацетилена с воздухом (макс. температура 2000 °С) и ацетилена с N2O (2700 °С). Горелку со щелевидным соплом длиной 50-100 мм и шириной 0,5-0,8 мм устанавливают вдоль оптической оси прибора для увеличения длины поглощающего слоя.
Трубчатые печи сопротивления изготавливают чаще всего из плотных сортов графита. Для исключения диффузии паров через стенки и увеличения долговечности графитовые трубки покрывают слоем газонепроницаемого пироуглерода. Максимальная температура нагрева достигает 3000 °С. Менее распространены тонкостенные трубчатые печи из тугоплавких металлов (W, Та, Мо), кварца с нихромовым нагревателем. Для защиты графитовых и металлических печей от обгорания на воздухе их помещают в полугерметичные или герметичные камеры, через которые продувают инертный газ (Аr, N2). Введение проб в поглощающую зону пламени или печи осуществляют разными приемами. Растворы распыляют (обычно в пламя) с помощью пневматических распылителей, реже - ультразвуковых. Первые проще и стабильнее в работе, хотя уступают последним в степени дисперсности образующегося аэрозоля. Лишь 5-15% наиболее мелких капель аэрозоля поступает в пламя, а остальная часть отсеивается в смесительной камере и выводится в сток. Максимальная концентрация твердого вещества в растворе обычно не превышает 1%. В противном случае происходит интенсивное отложение солей в сопле горелки.
Термическое испарение сухих остатков растворов - основной способ введения проб в трубчатые печи. При этом чаще всего пробы испаряют с внутренней поверхности печи; раствор пробы (объемом 5-50 мкл) вводят с помощью микропипетки через дозировочное отверстие в стенке трубки и высушивают при 100 °С. Однако пробы испаряются со стенок при непрерывном возрастании температуры поглощающего слоя, что обусловливает нестабильность результатов. Чтобы обеспечить постоянство температуры печи в момент испарения, пробу вводят в предварительно нагретую печь, используя угольный электрод (графитовую кювету) графитовый тигель (печь Вудриффа), металлический или графитовый зонд. Пробу можно испарять с платформы (графитового корытца), которую устанавливают в центре печи под дозировочным отверстием. В результате значительного отставания температуры платформы от температуры печи, нагреваемой со скоростью около 2000 К/с, испарение происходит при достижении печью практически постоянной температуры.
Для введения в пламя твердых веществ или сухих остатков растворов используют стержни, нити, лодочки, тигли из графита или тугоплавких металлов, помещаемые ниже оптической оси прибора, так что пары пробы поступают в поглощающую зону с потоком газов пламени. Графитовые испарители в ряде случаев дополнительно подогревают электрическим током. Для исключения механических потерь порошкообразных проб в процессе нагрева применяются испарители типа цилиндрических капсул, изготовленные из пористых сортов графита.
Иногда растворы проб подвергают в реакционном сосуде обработке в присутствии восстановителей, чаще всего NaBH4. При этом Hg, напр., отгоняется в элементном виде, As, Sb, Bi и других в виде гидридов, которые вносятся в атомизатор потоком инертного газа. Для монохроматизации излучения используют призмы или дифракционные решетки; при этом достигают разрешения от 0,04 до 0,4 нм.
При атомно-абсорбционном анализе необходимо исключить наложение излучения атомизатора на излучение источника света, учесть возможное изменение яркости последнего, спектральные помехи в атомизаторе, вызванные частичным рассеянием и поглощением света твердыми частицами и молекулами посторонних компонентов пробы. Для этого пользуются различными приемами, напр. модулируют излучение источника с частотой, на которую настраивают приемо - регистрирующее устройство, применяют двулучевую схему или оптическую схему с двумя источниками света (с дискретным и непрерывным спектрами). наиболее эффективна схема, основанная на зеемановском расщеплении и поляризации спектральных линий в атомизаторе. В этом случае через поглощающий слой пропускают свет, поляризованный перпендикулярно магнитному полю, что позволяет учесть неселективные спектральные помехи, достигающие значений А = 2, при измерении сигналов, которые в сотни раз слабее.
Достоинства атомно-абсорбционного анализа - простота, высокая селективность и малое влияние состава пробы на результаты анализа. Ограничения метода - невозможность одновременного определения нескольких элементов при использовании линейчатых источников излучения и, как правило, необходимость переведения проб в раствор.
Атомно-абсорбционный анализ применяют для определения около 70 элементов. Не определяют газы и некоторые другие неметаллы, резонансные линии которых лежат в вакуумной области спектра (длина волны меньше 190 нм). С применением графитовой печи невозможно определять Hf, Nb, Та, W и Zr, образующие с углеродом труднолетучие карбиды. Пределы обнаружения большинства элементов в растворах при атомизации в пламени 1-100 мкг/л, в графитовой печи в 100-1000 раз ниже. Абсолютные пределы обнаружения в последнем случае составляют 0,1-100 пг. Относительное стандартное отклонение в оптимальных условиях измерений достигает 0,2-0,5% для пламени и 0,5-1,0% для печи. В автоматическом режиме работы пламенный спектрометр позволяет анализировать до 500 проб в час, а спектрометр с графитовой печью - до 30 проб. Оба варианта часто используют в сочетании с предварительным разделением и концентрированием экстракцией, дистилляцией, ионным обменом, хроматографией, что в ряде случаев позволяет косвенно определять некоторые неметаллы и органические соединения.
Методы атомно-абсорбционного анализа применяют также для измерения некоторых физических и физико-химических величин - коэффициент диффузии атомов в газах, температур газовой среды, теплот испарения элементов и других; для изучения спектров молекул, исследования процессов, связанных с испарением и диссоциацией соединений.
Определение примесей металлов и фосфора в нефтепродуктах осуществляется на методом пламенной атомной абсорбции или на оптических эмиссионных спектрометрах индуктивно-связанной плазмы. Основной проблемой при работе с пробами такого типа является необходимость их подготовки. Обычно это делается путем озоления матрицы и растворение полученного остатка в водно-кислотной смеси.
Инфракрасная спектроскопия
Инфракрасная спектроскопия (ИК спектроскопия), раздел молекулярной оптической спектроскопии, изучающий спектры поглощения и отражения электромагнитного излучения в ИК области, то есть в диапазоне длин волн от 10-6 до 10-3 м. В координатах интенсивность поглощенного излучения - длина волны (или волновое число) ИК спектр представляет собой сложную кривую с большим числом максимумов и минимумов. Полосы поглощения появляются в результате переходов между колебательными уровнями основного электронного состояния изучаемой системы. Спектральные характеристики (положения максимумов полос, их полуширина, интенсивность) индивидуальной молекулы зависят от масс составляющих ее атомов, геометрического строения, особенностей межатомных сил, распределения заряда и др. Поэтому ИК спектры отличаются большой индивидуальностью, что и определяет их ценность при идентификации и изучении строения соединений. Для регистрации спектров используют классические спектрофотометры и фурье-спектрометры.
Инфракрасные спектры поглощения, отражения или рассеяния несут чрезвычайно богатую информацию о составе и свойствах пробы. Сопоставляя ИК спектр образца со спектрами известных веществ, можно идентифицировать неизвестное вещество, определить основной состав пищевых продуктов, полимеров, обнаружить примеси в атмосферном воздухе и газах, провести фракционный или структурно-групповой анализ. Методом корреляционного анализа по ИК спектру пробы также можно определить его физико-химические или биологические характеристики, например всхожесть семян, калорийность пищевых продуктов, размер гранул, плотность и т.д.
В современных приборах ИК спектр определяется сканированием по сдвигу фаз между двумя частями разделенного светового пучка (Фурье спектрометрия). Этот метод дает значительный выигрыш в фотометрической точности и точности отсчета длины волны.
Фурье спектрометры значительно выигрывают в фотометрической точности у дифракционных приборов. В дифракционных приборах на приемник попадает свет только в узком спектральном интервале, который попадает на выходную щель монохроматора. В Фурье спектрометрах на фотоприемник всегда поступает весь свет источника, и все спектральные линии регистрируются одновременно. Следовательно, возрастает соотношение сигнал/шум.
Метод ИК-спектроскопии основан на экстракции нефтепродуктов из пробы четыреххлористым углеродом или хладоном 113, очистке экстракта от полярных соединений методом колоночной хроматографии на оксиде алюминия и последующей регистрации поглощения излучения в области спектра 2700-3200 см-1, обусловленного валентными колебаниями СН3 и СН2 групп алифатических и алициклических соединений и боковых цепей ароматических углеводородов, а также связей СН ароматических соединений.
Метод может быть реализован как в варианте регистрации спектра поглощения в указанной области с помощью традиционного или Фурье-спектрометра, так и более простом варианте, при котором используется анализатор, измеряющий интегральное поглощение излучения в области 2900-3000 см-1, в которой наблюдаются наиболее интенсивные полосы поглощения, соответствующие асимметричным валентным колебаниям групп СН3 и СН2.
Метод требует обязательной градуировки средства измерений с использованием стандартных образцов состава раствора нефтепродуктов в четыреххлористом углероде. В России используются стандартные образцы, приготовленные на основе так называемой трехкомпонентной смеси (37,5% гексадекана, 37,5% 2,2,4 - триметилпентана и 25% бензола по массе). Нижняя граница диапазона измерения - 0,05 мг/дм3. Основное достоинство метода - слабая зависимость аналитического сигнала от типа нефтепродукта, составляющего основу загрязнения пробы.
Трудности, возникающие при использовании метода, связаны с мешающими влияниями липидов и других полярных соединений при их высоком содержании, при котором оказывается исчерпанной емкость хроматографической колонки, используемой для очистки экстракта. Основной недостаток метода - его неэкологичность, обусловленная применяемыми высокотоксичными растворителями
Качественные показатели нефти Самарских месторождений, их соответствие товарной нефти
Институтом нефти СО РАН сделан сравнительный анализ качества российской нефти, дана оценка основных нефтегазовых месторождений, в том числе Волго-Уральской. Стратегия развития России в области энергетики предусматривает увеличение объемов переработки нефти до 220-225 млн т в год. Значительную часть полученных нефтепродуктов планируется экспортировать, в том числе и в Западную Европу. Однако постоянное ужесточение экологических и качественных требований Европейского Союза к потребляемым нефтепродуктам может привести к сокращению экспортных возможностей нефтеперерабатывающей отрасли России. В силу этого задача обеспечения мирового уровня качества выпускаемой продукции становится для отечественных НПЗ все более актуальной. Сложность ее решения в значительной степени определяется качеством поступающего на переработку сырья. Следовательно, определение качества нефти, добываемой из различных месторождений, приобретает важное значение как для производителей, так и для потребителей нефти .
Для сырой нефти основными качественными характеристиками являются плотность, содержание серы и фракционный состав. В ТУ 39-1623-93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта» по перечисленным физико-химическим свойствам нефть разделена на четыре типа (см. табл. 1) .
Таблица 1. Классификация нефти, поставляемой для экспорта
Определение качества нефти
За рубежом при определении качественных показателей нефти применяются плотностная и дистилляционная модели качества.
В плотностной модели качество нефти и, соответственно, ее стоимостные показатели связываются с плотностью и содержанием серы. Дистилляционная модель качество нефти и ее стоимость связывает с потенциалом светлых фракций нефти. Попытка привести качество отечественной нефти к мировым стандартам привела к тому, что в 1989 г. в нашей стране впервые в дополнениях к ГОСТ 9965 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия» основными показателями, характеризующими потребительские свойства нефти, были предложены плотность и массовое содержание серы. Позже в в качестве наиболее значительно влияющих на потребительские свойства нефти указаны следующие физико-химические свойства нефти:
· плотность нефти p;
· выход фракций при температурах до 200, 300 и 350 градусов;
· массовая доля серы S;
· концентрация хлористых солей С.
Плотность нефти в значительной степени зависит от количества содержащихся в ней асфальтосмолистых веществ, способствующих образованию стойких водонефтяных эмульсий, увеличивающих стоимость ее переработки. Выявляются и другие негативные последствия при переработке тяжелых смолистых нефтей. В частности, увеличение затрат при транспортировке и переработке такой нефти. Повышенное содержание серы в нефти приводит к интенсивной коррозии аппаратуры, необходимости защелачивания продуктов переработки, гидроочистке бензиновых фракций, «отравлению» катализаторов. А вот увеличение содержания светлых фракций, приводящее к снижению затрат при производстве топлив, повышает качество нефти. Концентрация хлористых солей отражает загрязнение нефти при разработке залежи, в процессе добычи.
В определен комплексный показатель качества К для оценки товарной нефти. Поскольку нет аналогичного комплексного критерия для определения качества нефтей в залежах разных месторождений и нефтегазоносных провинций (НГП), в работе предпринята попытка использовать показатель К. При этом технологический показатель С принимается равным 100 мг/л. Рассматриваемая в методика определения комплексного показателя качества нефти K предполагает расчет по формуле:
К = 0,04S + 0,00054C + 1,74p - 0,0087Ф 200 - 0,0056Ф 300 - 0,0049Ф 350 , (1)
С - концентрация хлористых солей (мг/л),
p - плотность нефти (г/см3),
Ф 200 , Ф 300 , Ф 350 - содержание фракций при температуре до 200, 300 и 350 °С соответственно (% объемный).
К у = 0,0029S + 0,00039C + 2,696с - 1,003 , (3)
Отклонение комплексного показателя качества, полученного по уравнению (1), от единицы в сторону увеличения означает ухудшение качества нефти (удорожание ее переработки), в сторону уменьшения - улучшения качества нефти (удешевление ее переработки). Следовательно, критерий классификации нефти по комплексному показателю качества заключается в следующем:
Если К < 1 - нефть высокого качества;
При К? 1 - нефть низкого качества.
Комплексный показатель качества и его упрощенное значение.
Вычисления значений показателей качества К и К у производились с помощью уравнений (1) и (3), где значения параметров p, S, Ф 200 , Ф 300 являются среднебассейновыми величинами в объемных единицах. При этом в (1) будем принимать величину С = 100 мг/л, а Ф 350 приближенно вычисляется по выражению (2).
Средние значения для К и К у равны 0,978 и 0,938 соответственно. Т.е. расчет по формуле (3) дает сдвиг значений по сравнению с расчетом по (1) в сторону уменьшения значений показателя качества, что соответствует повышению качества нефти. Границы доверительного интервала
К = 0,978 ± 0,090
для среднего значения К с доверительной вероятностью 0,95 определены от 0,888 до 1,068. Следовательно, среднее значение показателя К у, равное 0,938, находится в пределах границ доверительного интервала (0,888 - 1,068) для среднего значения К, вычисленного по той же формуле (1).
Связь между качеством и ценой нефти.
Рассмотрим, как сказываются расчеты по (1) и (3) на определении цены на нефть, с учетом того, что качество нефти исключительно важно для ее стоимости. В мировой практике различие в ценах на нефть определяется потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов, а качество оценивается по ее плотности и содержанию серы . Анализируя формулы расчета показателя качества нефти, можно заключить, что на качество, а, следовательно, и на цену нефти, больше влияет показатель ее плотности, нежели содержание серы, т. к. коэффициент взаимной значимости плотности с в формуле (1) является наибольшим по сравнению с другими коэффициентами. Поэтому ниже будем рассматривать влияние изменения величины плотности нефти на прогноз цены на нефть.
В работе предлагается методика расчета коэффициентов влияния плотности на цену нефти. Так, для российской экспортной смеси Urals коэффициент линейной зависимости цены от плотности равен $0,23 за тонну нефти при изменении плотности на 0,001. Среднему значению К согласно (1) соответствует среднее значение плотности p, равное 0,856. Принимая в (3) величину К у, равной среднему значению К = 0,978, найдем кажущуюся величину плотности p у, отличающуюся от с на?p = 0,039. Следовательно, увеличение плотности нефти на 0,039 повлечет за собой уменьшение цены тонны Urals на $8,97, если расчет качества производится по формуле (3).
Подобные исследования проводились и для других нефтей. Для американской нефти WTI коэффициент линейной зависимости равен $0,47 за тонну при изменении плотности на 0,001, а для нефти американской компании Conoco изменение цены на нефть равно $0,22 за тонну при изменении плотности на 0,001 . Следовательно, увеличение плотности на 0,039 для такой нефти означает уменьшение ее цены на $8,58 за тонну при использовании формулы (3) для расчета качества нефти.
Сравнение нефтей основных НГП по качеству и физико-химическим свойствам
В табл. 2 представлено распределение НГП по территории стран СНГ с учетом показателя качества К, вычисленного для нефтей каждой провинции по формуле (1) и усредненного по всей территории провинций.
Таблица 2. Распределение НГП по показателю качества
|
Названиепровинции |
Среднеезначение К |
Интервализменения К |
Числозаписей в БД |
|
Охотская |
|||
|
Балтийская |
|||
|
Днепровско-Припятская |
|||
|
Северо-Кавказская |
|||
|
Тимано-Печорская |
|||
|
Лено-Тунгусская |
|||
|
Западно-Сибирская |
|||
|
Волго-Уральская |
|||
|
Прикаспийская |
|||
|
Лено-Вилюйская |
|||
|
Енисейско-Анабарская |
Видно, что в основном НГП России содержат нефти высокого качества (К < 1), за исключением Лено-Вилюйской и Енисейско-Анабарской НГП (К > 1). Видим, что Волго-Уральская провинция имеет К < 1. Следовательно, в самарском регионе мы имеем нефти высокого качества.
Интересно также сравнить основные НГП России по физико-химическим свойствам нефтей на основе классификации, представленной в табл. 2 . Для этого введем дополнительный 5-й тип нефти, которая не соответствует ни одному из 4 типов, представленных в табл. 1 . Этот 5-й тип имеет следующие характеристики:
p > 895 кг/м3,
Ф 200 < 19%,
Ф 300 < 35%,
Ф 350 < 48%.
Распределение нефтей основных Волго - Уральских НГП по параметрам p, S, Ф 200 и Ф 300 представлено в табл. 3.
Районирование территории Волго-Уральской провинции по качеству нефти
Волго-Уральская НГП является одной из самых старых и до сих пор основных нефтедобывающих провинций России. Она характеризуется высокой степенью разведанности и выработанности запасов углеводородного сырья. Геозонирование территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по комплексному показателю качества нефти К проведено с использованием массива данных из 1983 образцов нефти (табл. 1) более 500 месторождений ВУНГП. Для проведения анализа были определены средние значения (по территории месторождений) для величин p, S, Ф 200 и Ф 300 .
Большинство месторождений (более 62% от общего числа месторождений ВУНГП с известным качеством нефтей) содержат нефть высокого качества. Наиболее крупные из них: в Самарской области - Кулешевское, Мухановское, Рассветское;
Табл. 3. Распределение нефтей НГП по 5 типам
|
Тип нефти |
Волго - Уральская |
|||||||
|
Классификация нефтей по плотности (%) |
||||||||
|
Классификация нефтей по содержанию серы (%) |
||||||||
|
Классификация нефтей по выходу фракции Ф 200 (%) |
||||||||
|
Классификация нефтей НГП по выходу фракции Ф 300 (%) |
||||||||
Количество нефтей 1-го типа по содержанию серы меньше всего в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 14%). Нефтей 1-го типа по выходу фракции Ф 200 меньше всего - в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (более 48% от всех нефтей провинции).
Следует отметить, что месторождения с высококачественной нефтью имеются на всей территории ВУНГП, однако на окраинах провинции они составляют абсолютное большинство. На рис. 1 представлено общее распределение нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по качеству. Видно, что около 2 / 3 всех нефтей Урало-Поволжья имеют высокое качество, а оставшаяся 1 / 3 относится к нефтям низкого качества.
Предприятия нефтяной и нефтехимической промышленности сталкиваются с большим количеством задач, в том числе с необходимостью постоянно повышать производительность завода и соответствовать растущим экологическим требованиям в отношении состава топлива,- и всё это в условиях непрерывного сокращения прибыльности.
Для управления приборами, выполнения вычислений и ряда специализированных задач требуется специальное программное обеспечение. AC разрабатывает собственное программное обеспечение, например, ПО «Реформулайзер» (Reformulyzer) для группового состава нефтепродуктов, ПО для имитированной перегонки (SIMDIS), ДУА (детальный углеводородный состав, DHA) и для анализа газа. Разрабатываемые нашей компанией собственные программные инструменты обеспечивают анализаторам от AC полный контроль над приборами и методиками. Все системы полностью собираются, тестируются и калибруются на заводе перед отправкой заказчику. Затем квалифицированный инженер (сотрудник PAC или дистрибьютора / поставщика услуг) устанавливает систему и знакомит с ней пользователя. Это гарантирует, что система будет реализована в соответствии с требованиями заказчика и сохранит свои характеристики во время эксплуатации. Преимущество для заказчика заключается не только в самом анализаторе (так как на рынке представлены и другие конкурентоспособные решения), но и в методической поддержке заказчика на протяжении всего срока службы прибора. Компания PAC - не изолированная структура. Это глобальная стабильная компания с хорошо структурированными процессами и методами отслеживания эффективности, сертифицированными по стандартам ISO. Такая структура позволяет компании PAC продолжать оказывать поддержку конечных пользователей и их систем, как устаревших, так и новых,- в том числе систем с уникальными пользовательскими конфигурациями.
Фирма AC Analytical Controls изготавливает как стандартные, так и заказные анализаторы и решения на основе хроматографических методов анализа. Некоторые из этих анализаторов уникальны в своём роде,- например, «Реформулайзер» (Reformulyzer) , AC 8612 и «Биодизель «всё в одном» . После того, как методология того или иного измерения становится успешной и утверждается в качестве международного стандарта, эти методы зачастую копируются другими производителями хроматографических анализаторов,- однако не все компании обращают внимание на важные детали конкретной методики. Качество имеет принципиальное значение для компании AC, поэтому мы выбираем лучших поставщиков компонентов на мировом рынке, что позволяет создавать аналитические решения высочайшего уровня.
Конкурентное преимущество AC заключается в стандартизированном подходе в сочетании с непрерывной разработкой инновационных решений и использованием высококачественные компонентов в производстве приборов.
Определение содержание тиофена в бензоле
Анализ бензола
ГОСТ Р ЕН 12916
Групповой анализ бензинов
Газохроматографические системы, разработанные под особые или нестандартные задачи
DHA
SimDis - имитированная дистилляция
Анализатор имитированной дистилляции нефтепродуктов с возможностью исследования содержания серы и азота в различных фракциях
Определение кривых перегонки и истинных температур кипения всех фракций нефти
Распределение по температурам кипения для продуктов 1 и 2 групп
Газохроматографические системы, разработанные под особые или нестандартные задачи
Анализ бензола
Определение содержания ароматических и кислородсодержащих соединений
DHA - детальный углеводородный анализ (ДУА)
Быстрый анализ общего содержания олефинов
Групповой анализ углеводородов с предварительным фракционированием
Групповой анализ бензинов
SimDis - имитированная дистилляция
|
Метод имитированной дистилляции - это метод газовой хроматографии, разработанный для того, чтобы сымитировать реальный процесс дистилляции сырой нефти и нефтепродуктов. Данный метод включает не только оборудование (газовый хроматограф Clarus), но и программное обеспечение (Simulated Distillation Software (Model 3022)). С помощью программного обеспечения хроматограмма углеводородного образца разделяется на однородные участки. Температуры кипения ассоциируются с временами удерживания с помощью калибровочного стандарта. На основе этих данных может будет получена кривая кипения V,% - T, о С и выведен отчет. Данный метод позволяет получать данные, эквивалентные результатам разгонки по ASTM D 2892 (15 теоретических тарелок) и ГОСТ 11011 (фракционный состав на АРН-2), при этом позволяя существенно сэкономить на времени анализа, работать с небольшими объемами образца, а также использовать менее габаритное оборудование. Метод имитированной дистилляции может также быть использован для определения фракционного состава бензинов (ASTM D 3710 ) и нефтяных фракций с температурами кипения 174…700 о С (ASTM D 6352 ). |
E70-24944
ГАЗОВЫЙ ХРОМАТОГРАФ CLARUS - АНАЛИЗАТОР 3023
КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ:
Анализатор PE ARNEL с автодозатором, детектором ПИД, инжектором и ПО для управления прибором
Автономная система охлаждения термостата, не требующая использования жидкой углекислоты и LN2
ПО SIMDIST для расчета результатов имитированной дистилляции
Капиллярная колонка (в зависимости от конфигурации)
Оборудование для снабжения хроматографа газом
Прочие комплектующие и расходные материалы
ГЕНЕРАТОР ВОДОРОДА 20H:
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
МИНИМАЛЬНЫЙ КОМПЛЕКТ ЗАКАЗА
Анализатор РЕ ARNEL Model 3023
ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Септы для инжектора THERMOGREEN LB-2 (50 шт.)
Шприц для ввода пробы в инжектор
Сменная игла к шприцам
Капиллярная колонка
Стартовый набор для капиллярного инжектора
Комплект для подсоединения детектора
Стартовый комплект для автодозатора
Система очистки газа-носителя. (три картриджа: очистка от влаги, углеводородов и кислорода)
Набор запасных картриджей для системы очистки
Фильтр-осушитель
Высокочистый гелиевый редуктор
Рабочая станция (компьютер, монитор и принтер)
Компрессор малошумный безмасляный для хроматографии (54 л/мин 8 бар)
