CC BY
164
УДК 553.982
05.00.00 Технические науки
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ СТАВРОПОЛЬСКОЙ НЕФТИ
Короткова Татьяна Германовна д.т.н., профессор, БРШ-код: 3212-7120
Кубанский государственный технологический университет, г.Краснодар, Россия
Горева Яна Алексеевна
магистрант 20.04.01 Техносферная безопасность
Кубанский государственный технологический университет, г.Краснодар, Россия
Сай Юлия Васильевна
магистрант 20.04.01 Техносферная безопасность
Кубанский государственный технологический университет, г.Краснодар, Россия
Сиюхов Хазрет Русланович д.т.н., зав. кафедрой, БРШ-код: 4403-3558 Майкопский государственный технологический университет, г.Майкоп, Россия
Хачатуров Владимир Николаевич к.п.н., доцент, АиШогГО: 465943 Майкопский государственный технологический университет, г.Майкоп, Россия
Приведены физико-химические характеристики Ставропольской нефти. Найденное значение плотности 853,6 кг/м3 является невысоким и показывает, что в нефти преимущественно содержатся легкие парафиновые углеводороды. Дистилляция пробы нефти проведена на аппарате ректификации нефти АРН-2 в лаборатории Туапсинского нефтеперерабатывающего завода. На основе экспериментальных данных построена кривая ИТК нефти. Хроматографическим анализом определена массовая доля углеводородов С1-С6 в образце пробы нефти. Сделан вывод, что согласно нормам ГОСТ 31378-2009 образец нефти можно отнести в зависимости от массовой доли серы ко 2-му классу («сернистые»); по плотности - ко 2-му типу («средние»); по содержанию хлористых солей, воды, механических примесей - к 1-ой группе; по массовой доле сероводорода, метил- и этилмеркаптанов в сумме - к 1-му виду. Образец нефти характеризуется низкой температурой застывания (минус 15 °С)
Ключевые слова: НЕФТЬ, ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ, ИСТИННЫЕ ТЕМПЕРАТУРЫ КИПЕНИЯ, РЕКТИФИКАЦИЯ
UDC 553.982 Technical Sciences
PHYSICAL AND CHEMICAL PROPERTIES AND FRACTIONAL COMPOSITION OF THE STAVROPOL OIL
Korotkova Tatyana Germanovna Dr.Sci.Tech., professor
Kuban State Technological University, Krasnodar, Russia
Goreva Yana Alekseevna
undergraduate of 20.04.01 Technosphere safety
Kuban State Technological University, Krasnodar,
Russia
Say Yuliya Vasilevna
undergraduate of 20.04.01 Technosphere safety Kuban State Technological University, Krasnodar, Russia
Siukhov Hazret Ruslanovich Dr.Sci.Tech., Head of Department
Maikop State Technological University, Maikop, Russia
Hachaturov Vladimir Nikolaevich Cand.Ped.Sci., assistant professor Maikop State Technological University, Maikop, Russia
Physical and chemical characteristics of the Stavropol oil are provided. The found value of density of 853,6 kg/m3 is low and shows that oil mainly contains light paraffin hydrocarbons. Distillation of test of oil is carried out on the device of rectification of ARN-2 oil to laboratories of the Tuapse oil refinery. On the basis of experimental data, the curve of oil ITK is constructed. The chromotographic analysis determined a mass fraction of C1-C6 hydrocarbons in a model of test of oil. The conclusion is drawn that according to GOST 31378-2009 regulations the sample of oil can be carried depending on a mass fraction of sulfur to the 2nd class ("sulphurous"); on density - to the 2nd type ("averages"); on content of chloride salts, waters, mechanical impurity - to the 1st group; on a mass fraction of hydrogen sulfide, marked - and etilmerkaptan in the amount - to the 1st type. The sample of oil is characterized by the low temperature of hardening (minus 15 °C)
Keywords: OIL, FRACTIONAL COMPOSITION, THE TRUE BOILING POINT, RECTIFICATION
Переработка нефти напрямую зависит от ее фракционного состава. Так как нефть представляет собой систему с очень большим числом компонентов, то под фракцией понимают долю нефти, которая выкипает в определенном интервале температур. Этот интервал характеризуется температурой начала и конца кипения. В основе методов определения фракционного состава нефти лежит дистилляция путем постепенного испарения нефти и последующей дробной конденсацией образовавшихся паров. В зависимости от числа ступеней конденсации паров различают три варианта дистилляции нефти: простую дистилляцию, дистилляцию с дефлегмацией и ректификацию. При исследовании нефти фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками, в соответствии с межгосударственным стандартом ГОСТ 2177-99 «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава». По результатам фракционирования строят кривую истинных температур кипения (ИТК). По оси ординат откладывают температуру, °С, по оси абсцисс - выход фракций, в мас. % [1].
Фракционный состав является одной из основных характеристик нефти, наряду с плотностью и содержанием серы, на основе которых и определяется выбор направления переработки нефти (топливный, топливно-масляный, нефтехимический). В зависимости от месторождений в составе нефти могут преобладать легкокипящие компоненты бензинов или высокая концентрация углеводородов мазутной фракции. Поэтому для разработки наиболее экономически эффективного варианта переработки нефти проводят ее разгонку.
Исследователи ОАО «Татнефть» разрабатывают месторождения сверхвязких (битуминозных) нефтей, одним из которых является Ашальчинское месторождение, которое расположено в Альметьевском районе Татарстана. Атмосферной и вакуумной перегонкой нефти показано, что в ней нет бензиновых фракций, а выход дизельных фракций слишком
мал (17-18%). Добыча, транспортировка и переработка сверхвязкой нефти сопряжена с инженерно-техническими сложностями и большими капитальными затратами. Битуминозная нефть характеризуется высокими плотностью и вязкостью [2].
В работе [3] проведена разгонка по ИТК для образца нефти месторождения «Майское» (Томская область). Анализ фракционного состава, проведенный на приборе АРНС при атмосферном давлении по ГОСТ 2177-99, показал, что нефть содержит не более 25 мас. % углеводородов прямогонной бензиновой фракции, преобладает дизельная фракция до 41 мас. %, содержание прямогонной керосиновой фракции составляет 30 мас. %. Нефть содержит более 90 мас. % «светлых» конденсатов, а содержание мазута не превышает 10 мас. %. Сделан вывод, что переработка нефти месторождения «Майское» нецелесообразна по топливному направлению из-за низкого содержания бензиновой фракции. Перспективным направлением является нефтехимическое.
В качестве объектов исследования в работе [4] выбраны бензиновые фракции 110-120 °С, 105-140 °С, НК-180 °С, 180-240 °С трех месторождений: мангышлакской нефти; НК-180 °С троицко-анастасьевской нефти и НК-180 °С смеси западно-сибирских нефтей. Определено, что мангышлакская нефть характеризуется высоким содержанием парафина, вследствие чего она имеет высокую температуру застывания, малое содержание серы и большое число смолистых веществ. Смесь нефтей Западной Сибири характеризуется высоким содержанием серы, а во фракциях Троицко-анастасьевской нефти IV горизонта, выкипающих при температурах выше 120 °С, преобладают нафтеновые углеводороды. Более половины состава масляных фракций представляют собой смесь ароматических и нафтеновых углеводородов.
Нефть в артинских и башкирских отложениях Нагумановского месторождения характеризуется незначительной вязкостью, является
малосернистой, малосмолистой и парафинистой. По фракционному составу выкипает от 150 °С до 300 °С и состоит из керосиновых и дизельных фракций [5].
Нефти мезозойских залежей месторождений Чеченской Республики относятся к типу парафиновых, содержат высокомолекулярные парафины, характеризуются значительным содержанием асфальто-смолистых веществ, масел, воды и механических примесей. Их отличительной особенностью является высокая температура плавления большей части этих соединений [6].
Проведены физико-химические исследования нефтяных фракций, полученных путем разгонки нефтей месторождений Ирака - Киркук, Румайла, Нахран-Омар, Маджнун, Бузырган. Представлены результаты физико-химических исследований прямогонных нефтяных фракций -бензиновой, дизельной и мазутов. Приведены свойства фракций и их потенциал по товарным нефтепродуктам. Результаты исследований бензиновой, дизельной фракций и мазута подтверждают, что данные продукты являются качественным сырьем для получения товарных автомобильных бензинов, дизельного топлива и мазута, соответствующих требованиям современных стандартов [7].
Таким образом, физико-химические исследования нефтей позволяют определить технологию и перспективы их переработки.
В работе [8] проведена оценка состояния нефтеперерабатывающей промышленности Южного Федерального округа и Ставропольского края. Отмечено, что по предварительному анализу и расчетам запасов нефти на Ставрополье хватит на 30-50 лет. Начиная с 1953 г. нефть добывается из отложений мезозойского комплекса пород. В настоящее время объемы нефти существенно сократились. Это обусловлено высокой степенью выработанности запасов - 80 % и их обводненностью - 90 %, уровнем износа основных производственных фондов предприятий территориально-
производственного нефтяного комплекса - до 63 %. Несмотря на ряд проблем, Ставропольский край является перспективным для развития нефтеперерабатывающей отрасли.
В настоящей работе приведено исследование физико-химических свойств (таблица 1) и построена кривая ИТК Ставропольской нефти.
Найденное значение плотности 853,6 кг/м является невысоким и показывает, что в нефти преимущественно содержатся легкие парафиновые углеводороды.
Таблица 1 - Физико-химические характеристики Ставропольской нефти
Показатель Единицы измерения НД на метод испытаний (шифр) Результат испытания
Плотность при 20°С кг/м3 ГОСТ 3900-85 853,6
Плотность при 15°С кг/м3 ЛБТМ Б 5002 854,2
Содержание хлористых солей мг/дм3 ГОСТ 21534-76 15
Содержание воды об. % ГОСТ 2477-65 0,09
Содержание серы мас. % ГОСТ Р 51947-2002 0,921
Фракционный состав об. % ГОСТ 2177-99
-начало кипения,0 С 37
-до температуры 70 °С перегоняется 2,2
-до температуры 100 °С перегоняется 8,8
-до температуры 120 °С перегоняется 14,6
-до температуры 140 °С перегоняется 20,1
-до температуры 150 °С перегоняется 22,8
-до температуры 160 °С перегоняется 25,4
-до температуры 180 °С перегоняется 30,4
-до температуры 200 °С перегоняется 34,8
-до температуры 220 °С перегоняется 38,9
-до температуры 240 °С перегоняется 43,2
-до температуры 260 °С перегоняется 47,1
-до температуры 280 °С перегоняется 51,2
-до температуры 300 °С перегоняется 55,2
-до температуры 320 °С перегоняется 59,1
-до температуры 340 °С перегоняется 62,9
-до температуры 360 °С перегоняется 67,0
Зольность мас. % ГОСТ 1461-75 0,022
Массовая доля механических примесей мас. % ГОСТ 6370-83 0,0063
Коксуемость мас. % ГОСТ 19932-99 (ИСО 6615-93) 1,90
Температура застывания, °С ГОСТ 20287-91, ЛБТМ Б 97 -15
Научный журнал КубГАУ, № 123 (09), 2016 года 6 Продолжение таблицы 1_
Кислотность фракции НК-300, мг КОН на 100 см топлива - ГОСТ 5985-79 2,92
Вязкость кинематическая, мм /с (сСт) ГОСТ 33-2000, ЛБТМ Б445
при 20 °С 12,0
при 50 °С -
Массовая доля сероводорода ррт(мг/кг) ГОСТ Р 50802-95 < 2
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до млн-1(ррт) ГОСТ Р 522472004 менее 1
температуры 204 °С
Давление насыщенных паров, кПа ГОСТ 1756-2000 73,4
Массовая доля метил- и этилмеркаптановых в сумме ррт ГОСТ Р 50802-95 < 2
Содержание водорастворимых кислот и щелочей отс (рН=6,38)
Дистилляция пробы нефти проведена на аппарате ректификации нефти АРН-2 (рисунок 1) в соответствие с ГОСТ 11011-85 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2». Разгонка нефти проведена в лаборатории Туапсинского нефтеперерабатывающего завода. Метод основан на фракционировании нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой ИТК, установления потенциального содержания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов и получения фракций нефти с целью исследования их физико-химических свойств группового и индивидуального углеводородного состава.
В основу работы аппарата АРН-2 положен процесс ректификации. Нефть, помещенная в обогреваемый куб, испарялась. Паровой поток углеводородов поднимался вверх по колонне, заполненной насадкой, которая предназначена для увеличения поверхности массообмена и длительности контакта паровой и жидкой фаз. С верха колонны пары поступали в конденсатор. Образовавшийся конденсат частично в виде флегмы возвращался на верх колонны. Стекая по насадке, флегма контактировала с паровым потоком, и за счет многократной частичной конденсации паров и частичного испарения жидкости паровой поток
обогащался низкокипящими углеводородами, а жидкостной -высококипящими углеводородами. Часть обогащенных паров в сконденсированном виде через регулировочный кран отбиралась в приемник, а остальная часть возвращалась на орошение колонны. Отбор вели по температуре наверху колонны. Допускаемые расхождения между параллельными перегонками не превышали 1 % при отборе фракций до 320 °С и 1,5 % при отборе фракций выше 320 °С.
^__. ~~~ ^ ш
Рисунок 1 - АРН-2
Полученные значения температур кипения отбираемых фракций и их выходов в мае. % от загрузки куба приведены в таблице 2. На основе экспериментальных данных построена ИТК нефти, с помощью которой проводилась оценка качественного и количественного состава разделяемой смеси, а также возможного наличия азеотропов. ИТК выражается в виде дискретных точек, соединенных монотонной кривой (рисунок 2).
Таблица 2 - Результаты дистилляции пробы нефти на АРН-2
по ГОСТ 11011-85
№ п/п Фракции Выход, мас. % Сумм. мас. % выхода
1 С1 -С4 1,59
2 НК-62 3,03 3,03
3 62-85 2,40 5,43
4 85-100 1,76 7,19
5 100-110 2,05 9,24
6 110-120 1,69 10,93
7 120-130 2,19 13,12
8 130-140 1,91 15,03
9 140-150 1,69 16,72
10 150-160 1,58 18,30
11 160-170 1,57 19,87
12 170-180 1,72 21,59
13 180-190 1,60 23,19
14 190-200 1,39 24,58
15 200-210 0,92 25,50
16 210-220 0,33 25,83
17 220-230 0,38 26,21
18 230-240 0,82 27,03
19 240-250 1,28 28,31
20 250-260 2,08 30,39
21 260-270 1,67 32,06
22 270-280 1,84 33,90
23 280-290 2,54 36,44
24 290-300 2,41 38,85
25 300-310 2,65 41,50
26 310-320 2,04 43,54
27 320-330 1,78 45,32
28 330-340 0,69 46,01
29 340-350 0,75 46,76
30 350-360 1,36 48,12
31 360-370 1,50 49,62
30 >370 47,96
Хроматографическим анализом определена массовая доля углеводородов С1-С6 в образце пробы нефти по ГОСТ 13379-82 «Нефть. Определение углеводородов С(1)-С(6) методом газовой хроматографии». Результаты анализа приведены в таблице 3.
Анализируя ИТК разгонки Ставропольской нефти можно сделать вывод, что согласно нормам ГОСТ 31378-2009 образец нефти можно отнести в зависимости от массовой доли серы ко 2-му классу
(«сернистые»); по плотности - ко 2-му типу («средние»); по содержанию хлористых солей, воды, механических примесей - к 1-ой группе; по массовой доле сероводорода, метил- и этилмеркаптанов в сумме - к 1-му виду. Образец нефти характеризуется низкой температурой застывания (минус 15 °С). Присутствует незначительное количество сероводорода (< 2 ррт), и метил- и этилмеркаптанов в сумме (< 2 ррт). При определении фракционного состава выявлены потенциалы фракций (таблица 4).
20 25 30 Выход, мас. %
Рисунок 2 - Кривая ИТК разгонки Ставропольской нефти
Таблица 3 - Определение массовой доли углеводородов С1-С6 в образце пробы Ставропольской нефти
Наименование углеводорода Содержание, мас. %
метан 0,010
этан 0,013
2С1-С2 0,023
пропан 0,315
изобутан 0,300
н-бутан 0,955
ЕС4 1,255
2С1-С4 1,593
Таблица 4 - Потенциалы фракций
Фракции Пределы выкипания, °С Выход, мас. %
Бензиновые НК-180 21,59
Дизельные 180-360 28,03
Светлые н/п НК-370 49,62
Список литературы
1. Кирсанов Ю.Г., Шишов М.Г., Коняева А.П. Анализ нефти и нефтепродуктов. Учебно-методическое пособие.-Екатеринбург: Изд-во Урал. ун-та, 2016. - 88 с.
2. Курочкин А.К., Хазеев Р.Р. Экспериментальный поиск перспективной технологии глубокой переработки ашальчинской сверхвязкой нефти // Сфера. Нефть и газ, 2015. № 2 (46). С. 52-71.
3. Горелова О.М., Гайворонская А.В., Беспалова М.Ю. Исследования по изучению состава нефти месторождения «Майское» для определения рационального способа ее переработки // Ползуновский вестник, 2008. № 3. С. 239-242.
4. Харченко П.М. Результаты экспериментальных исследований бензиновых нефтяных фракций // Научный журнал КубГАУ, 2014. №98(04). http://ei.kubagro.ru/2014/04/pdf/32.pdf
5. Мязина Н.Г., Назырова Н.М. Характеристика физико-химических свойств нефтей Нагумановского месторождения http://elib.osu.rU/bitstream/123456789/728/1/1592-1597.pdf
6. Халадов А.Ш. Исследование состава и состояния отложений асфальто-смолистых веществ и парафинов в мезозойских скважинах Чеченской республики // Нефтегазовое дело, 2010. Том 8. № 2. С. 64-67.
7. Бойченко С.В., Ибрагим Асаад М. Али. Физико-химические свойства и структурно-групповой состав прямогонных фракций нефтей месторождений Ирака // Вюник НАУ, 2012. № 3. С. 143-147.
8. Алепов К.А. Оценка состояния нефтеперерабатывающей промышленности региона // КАНТ, 2014. № 1 (10). С. 39-44.
References
1. Kirsanov Ju.G., Shishov M.G., Konjaeva A.P. Analiz nefti i nefteproduktov. Uchebno-metodicheskoe posobie.-Ekaterinburg: Izd-vo Ural. un-ta, 2016. - 88 s.
2. Kurochkin A.K., Hazeev R.R. Jeksperimental'nyj poisk perspektivnoj tehnologii glubokoj pererabotki ashal'chinskoj sverhvjazkoj nefti // Sfera. Neft' i gaz, 2015. № 2 (46). S. 52-71.
3. Gorelova O.M., Gajvoronskaja A.V., Bespalova M.Ju. Issledovanija po izucheniju sostava nefti mestorozhdenija «Majskoe» dlja opredelenija racional'nogo sposoba ee pererabotki // Polzunovskij vestnik, 2008. № 3. S. 239-242.
4. Harchenko P.M. Rezul'taty jeksperimental'nyh issledovanij benzinovyh neftjanyh frakcij // Nauchnyj zhurnal KubGAU, 2014. №98(04). http://ej.kubagro.ru/2014/04/pdf/32.pdf
5. Mjazina N.G., Nazyrova N.M. Harakteristika fiziko-himicheskih svojstv neftej Nagumanovskogo mestorozhdenija http://elib.osu.ru/bitstream/123456789/728/1/1592-1597.pdf
6. Haladov A.Sh. Issledovanie sostava i sostojanija otlozhenij asfal'to-smolistyh veshhestv i parafinov v mezozojskih skvazhinah Chechenskoj respubliki // Neftegazovoe delo, 2010. Tom 8. № 2. S. 64-67.
7. Bojchenko S.V., Ibragim Asaad M. Ali Fiziko-himicheskie svojstva i strukturno-gruppovoj sostav prjamogonnyh frakcij neftej mestorozhdenij Iraka // Visnik NAU, 2012. №3. S. 143-147.
8. Alepov K.A. Ocenka sostojanija neftepererabatyvajushhej promyshlennosti regiona // KANT, 2014. № 1 (10). S. 39-44.
