Химические свойства нефтепродуктов

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Как изменятся эксплуатационные свойства бензина и авиакеросина если содержание ароматических углеводородов в них возрастет соответственно с 28% до 45% и с 16% до 30%

У бензина повысится октановое число, сократится расход топлива, снизится давление насыщенных паров, увеличится нагарообразование в двигателе. Также повысится токсичность такого топлива, так как увеличатся выбросы по СО₂.

У авиакеросина тепловое излучение пламени тем интенсивнее, чем больше сажи находится во фронте пламени. Таким образом, склонность к образованию сажи и нагара топлива значительной мере определяют работоспособность и долговечность (ресурс) камеры сгорания. Склонность топлива к нагаро- и сажеобразованию повышается в ряду алканы - циклоалканы - моноциклические ароматические углеводороды. Нагарообразуюшую и сажеобразующую способность топлива принято характеризовать методами определения высоты некоптящего пламени, которая хорошо коррелирует с нагарообразованием, с уменьшением высоты некоптящего пламени нагарообразование увеличивается.

2. Что такое карбены и карбоиды и продуктом каких превращений они являются?

По принятой в настоящее время классификации асфальто-смолистые вещества нефтей подразделяются на четыре вида:

1) нейтральные смолы,

2) асфальтены,

3) карбены и карбоиды,

4) асфальтогеновые кислоты и их ангидриды.

Карбены и карбоиды (высокомолекулярные вещества, не растворимые в бензоле) являются продуктами термической и окислительной конденсации смол и асфальтенов, в сырых нефтях они отсутствуют, но, как правило, обнаруживаются в природных асфальтах и битумах, а также в остатках, получаемых в результате высокотемпературной обработки (>350°С) нефтей, причем в тем больших количествах, чем интенсивнее термообработка.

3. Что такое температура вспышки нефтепродуктов, что она характеризует и какими методами определяется? Можно ли ее определить расчетным методом?

Минимальная температура, при которой пары над поверхностью горючей жидкости способны вспыхнуть от огня - это температура вспышки. Смесь сгорает быстро, новые молекулы не успевают вылететь, и пламя затухает.

Существует несколько методик для различных веществ. Детали проведения испытаний могут отличаться (тип применяемого аппарата, скорость нагрева и перемешивания и т.д.), но идея одна и та же.

Образец (горючую жидкость) помещают в специальную емкость - тигель. Он представляет собой латунный (или из аналогичного материала) сосуд определенной формы и размера (вроде кружки с фланцем). Тигель имеет крышку с отверстиями для термометра, источника зажигания и т.д. Емкость размещают внутри аппарата, который обеспечивает необходимые условия проведения испытаний и точность получаемых результатов.

Жидкость перемешивают и нагревают с постоянной скоростью. Через определенные температурные (либо временные) интервалы сквозь отверстие в крышке в тигель опускают источник зажигания. Когда происходит вспышка, регистрируют температуру. Приводят ее значение к стандартному атмосферному давлению.

Стандартизованы два метода определения температуры вспышки нефтепродуктов в открытом (ГОСТ 4333-87) и закрытом (ГОСТ 6356-75) тиглях. Разность температур вспышки одних и тех же нефтепродуктов при определении в открытом и закрытом тиглях весьма велика. В последнем случае требуемое количество нефтяных паров накапливается раньше, чем в приборах открытого типа. Кроме того, в открытом тигле образовавшиеся пары свободно диффундируют в воздух. Указанная разность тем больше, чем выше температура вспышки нефтепродукта. Примесь бензина или других низкокипящих фракций в более тяжелых фракциях (при нечеткой ректификации) резко повышает различие в температурах их вспышки в открытом и закрытом тиглях.

Температурой вспышки называется температура, при которой нефтепродукт, нагреваемый в стандартных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с окружающим воздухом горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.

Температура вспышки нефтепродукта характеризует возможность этого нефтепродукта образовывать с воздухом взрывчатую смесь. Смесь паров с воздухом становится взрывчатой, когда концентрация паров горючего в ней достигает определенных значений. В соответствии с этим различают нижний и верхний пределы взрываемости смеси паров нефтепродукта с воздухом. Если концентрация паров нефтепродукта меньше нижнего предела взрываемости, взрыва не происходит, так как имеющийся избыток воздуха поглощает выделяющееся в исходной точке взрыва тепло и таким образом препятствует возгоранию остальных частей горючего. При концентрации паров горючего в воздухе выше верхнего предела взрыва не происходит из-за недостатка кислорода в смеси.

Для индивидуальных углеводородов существует определенная количественная связь температуры вспышки и температуры кипения, выражаемая соотношением:

Для нефтепродуктов, выкипающих в широком интервале температур, такую зависимость установить нельзя. В этом случае температура вспышки нефтепродуктов связана с их средней температурой кипения, т.е. с испаряемостью. Чем легче фракция нефти, тем ниже ее температура вспышки. Так, бензиновые фракции имеют отрицательные (до минус 40 °С) температуры вспышки, керосиновые 28-60 °С, масляные 130-325 °С. Присутствие влаги, продуктов распада в нефтепродукте заметно влияет на величину его температуры вспышки. Этим пользуются в производственных условиях для заключения о чистоте получаемых при перегонке керосиновых и дизельных фракций. Для масляных фракций температура вспышки показывает наличие легкоиспаряющихся углеводородов. Из масляных фракций различного углеводородного состава наиболее высокую температуру вспышки имеют масла из парафинистых малосернистых нефтей. Масла той же вязкости из смолистых нафтено-ароматических нефтей характеризуются более низкой температурой вспышки.

4. Что такое теплота испарения для индивидуальных углеводородов и нефтяных смесей и в чем состоит существо их различия

Теплота парообразования, количество теплоты, которое необходимо сообщить веществу в равновесном изобарно-изотермическом процессе, чтобы перевести его из жидкого состояния в газообразное (то же количество теплоты выделяется при конденсации пара в жидкость).

Теплота парообразования углеводородов с ростом температуры и давления в системе снижается и в критической точке становится равной нулю.

Для нефтяных фракций, кипящих не при строго определенной температуре, а выкипающих в некотором интервале температур, теплота парообразования становится понятием не совсем строгим: тепловая энергия затрачивается не только на испарение легких фракций, с которых начинается кипение, но и на разогрев до кипения последующих тяжелых фракций, испарение которых начинается при более высоких температурах. Тем не менее термином “теплота парообразования” пользуются и для нефтепродуктов, несмотря на то что она - величина интегральная и зависит, кроме всего прочего, от химического и фракционного состава нефтепродуктов.

5. Что такое фильтруемость топлив, как она определяется и какой величиной нормируется?

При недостаточной стабильности топлива ухудшаются его эксплуатационные показатели, в результате чего возможны неполадки и отказы в работе двигателя.

Со стабильностью топлива тесно связана его склонность к отложениям и загрязнению. В зависимости от количества загрязнений в топливе изменяется и его фильтруемость, на которую существенно влияет химический состав входящих в топливо углеводородов. Нафтеновые кислоты особенно снижают фильтруемость топлива. При этом забиваются фильтры тонкой очистки, а иногда и грубой очистки. Но особенно ухудшаются фильтрационные характеристики топлива в присутствии воды, так как нафтеновые кислоты с водой образуют студенистые рыхлые отложения. Дизельные топлива, не говоря уже о моторных вязких топливах, обладают склонностью к термическому и окислительному распаду. Низкая стабильность дизельных топлив способствует накоплению смол. В составе топливных смол обнаружено значительное количество кислородных, сернистых и азотистых соединений. Наиболее склонны к смолообразованию ароматические углеводороды. Таким образом, в топливе образуются частицы загрязнений, состоящие из воды, смол и минеральных веществ.

Способность топлива не забивать фильтры оценивают коэффициентом фильтрации. Метод определения коэффициента фильтрации топлива основан на изменении пропускной способности фильтра при последовательном пропуске через него определенных количеств топлив.

6. Каковы пределы содержания основных и примесных элементов в нефтях?

Сведения об элементном составе нефти чрезвычайно необходимы в первую очередь для выбора метода и расчетов материальных балансов процессов ее переработки. Несмотря на огромное разнообразие индивидуальных соединений, и соответственно, сложный химический состав, элементный состав нефти довольно прост.

Основными элементами, входящими в состав нефти являются:

- Углерод

- Водород

- Сера

- Кислород

- Азот

- Микроэлементы (металлы и неметаллы)

Ниже приведено среднее содержание основных элементов в нефти по массе:

- C 82-87 %

- H 11-15 %

- S 0.01-8 %

- N 0.001-1.8 %

- O 0.005-3.6 %

- V 10^-5-10^-2 %

- Ni 10^-4-10^-3 %

- Cl до 2Ч10^-2 %

Углерод и водород. Так как нефть главным образом состоит из углеводородов, то и преобладающими элементами в составе нефти являются углерод (83 - 87%) и водород (11 - 14%). Для расчета некоторых процессов, в том числе, процессов вторичной переработки, оперируют величиной 100 Н/С, показывающей процентное соотношение содержания водорода к углероду по массе. В нефти это соотношение обычно варьируется в интервале 13-15. В легких фракция, например бензине, 100 Н/С увеличивается до 17-18, в следствие превалирования предельных углеводородов - алканов. В тяжелых фракциях, наоборот, уменьшается до 9-12. Кроме этого, одной из основных характеристик топлива является теплота сгорания, которая определяет его расход при сжигании и напрямую зависит от содержания углерода и водорода, а следовательно и от элементного состава нефти.

Сера, кислород, азот. Также в нефти в заметных количествах присутствуют сера, азот и кислород, которые главным образом входят в состав гетероорганических соединений. Массовое содержание этих трех элементов в нефти в среднем не превышает 3-4% и зависит от возраста и происхождения залежей. Присутствие серо- и кислородсодержащих соединений пагубно сказывается на ресурсе нефтеперерабатывающего оборудования и катализаторов. Для удаления этих соединений используют специальные процессы очистки. Кроме этого, гетероорганические соединения в большинстве случаев отрицательно влияют на эксплуатационные свойства нефтепродуктов, а также приводят к загрязнению атмосферы продуктами горения. Поэтому некоторые фракции, полученные при первичной переработке нефти, направляют на гидроочистку.

Микроэлементы. Также в нефти содержится около 50 элементов в микроколичествах. Эти микроэлементы представлены как металлами, так и типичными неметаллами.

7. Для чего при обезвоживании нефти подают промывную воду и в каком количестве?

При добыче нефти возникает пластовая вода которая, образует с нефтью эмульсию. Их формированию способствуют присутствующие в нефти природные эмульгаторы и диспергированные механические примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, минерализована хлоридами Na, Mg и Са, а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит механические примеси. Сырая нефть содержит в том числе органические легколетучие (CH₄) и неорганические (CO₂, H₂S) газовые компоненты. Наличие в нефти указанных веществ и механических примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов. При большом содержании воды повышается давление в оборудовании для перегонки нефти, существенно снижается их производительность, увеличивается энергоемкость. Отложение солей в трубах печей и теплообменников уменьшает коэффициент теплопередачи.

Присутствие в сырой нефти солей представляет собой особую проблему. Результатом является усугубление коррозии и большее количество поломок оборудования, а также затруднение некоторых химических и физических реакций. Так как соль, присутствующая в нефти, содержится в водной фазе, удаление соли и воды одновременно при помощи электростатического обезвоживания нефти представляет собой простое решение. Однако, так как мы не можем удалить всю воду, некоторое количество соли останется. Там, где зафиксирована высокая концентрация соли в водной фазе эмульсии, необходимо разбавить ее свежей водой с тем, чтобы снизить концентрацию соли, прежде чем удалять воду. При этом вода из нефти удаляется вместе с растворенными в ней хлористыми солями. Для достижения глубокого обессоливания нефть подвергают многократной промывке водой на ЭЛОУ, состоящей из 2-3 ступеней последовательно соединенных электродегидраторов.

Для сокращения расхода пресной воды и количества стоков на многих ЭЛОУ пресную воду подают только на последнюю ступень, а затем повторно используют дренажную воду с последующей ступени для промывки нефти в предыдущей. Такая схема позволяет значительно (в 2-3 раза) снизить потребление пресной воды и количество загрязненных стоков без ущерба для качества обессоливания.

Дальнейшее сокращение расхода пресной воды и количества стоков на ЭЛОУ может быть достигнуто, если повторно использовать воду не только со ступени на ступень, но и внутри ступеней, т.е. при рециркуляции дренажной воды. В этом случае можно обеспечить глубокое обессоливание нефтей до остаточного содержания солей 1-3 мг/л при общем расходе пресной воды всего 1-4% (для труднообессоливаемых нефтей с высоким содержанием солей - до 7%).

8. Какова схема двухколонной перегонки нефти на установках АТ, в чем ее особенности и каковы показатели режима перегонки?

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

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

В первой колонне отбирают легкий бензин и газ. При этом понижается общее давление в системе и давление в основной ректификационной колонне, в результате чего происходит более полное отделение светлых нефтепродуктов из нефти и более четкое разделение их в колонне.

Сырая нефть забирается насосом 1 и через теплообменники 2 подается на обезвоживание и обессоливание в электродегидраторы 3. Обезвоженная и обессоленная нефть проходит вторую группу теплообменников 4, нагревается до температуры 210-220 °С и поступает в первую ректификационную колонну К-1, где отбирается легкая фракция бензина и газ. Остаток из колонны К-1 забирается горячим насосом 5, нагревается в трубчатой печи до 340-360 °С и поступает во вторую ректификационную колонну К-2, где отбираются все остальные требуемые фракции. В случае недостаточного нагрева нефти перед входом в колонну К-1 имеется возможность подать в низ колонны К-1 часть отбензиненной нефти, нагретой в печи 6, в виде горячей струи. При работе по этой схеме требуется более высокая температура нагрева в печи по сравнению со схемой однократного испарения вследствие раздельного испарения легкокипящих и более тяжелых фракций. Все современные установки АТ в основном работают по схеме двухкратного испарения.

Основные фракции, выделяемые при первичной перегонке нефти:

- Бензиновая фракция - нефтяной погон с температурой кипения от н.к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 °С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина). Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

- Керосиновая фракция - нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 °С до 270-280 °С. В этой фракции содержатся углеводороды С₁₀-С₁₅. Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

- Газойлевая фракция - температура кипения от 270-280 °С до 320-350 °С. В этой фракции содержатся углеводороды С₁₄-С₂₀. Используется в качестве дизельного топлива.

- Мазут - остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 °С. Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке - либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга с целью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.

Гудрон - почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т.п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

9. Какая глубина очистки от серы дистиллятов АВТ достигается процессом гидроочистки и от чего она зависит?

Основной целью процесса гидроочистки и гидрообессеривания топливных дистиллятов является улучшение качества последних за счет удаления таких нежелательных компонентов, как сера, азот, кислород, металлорганические соединения и смолистые вещества, непредельные соединения.

Гидроочистку и гидрообессеривание бензиновых фракций проводят с целью подготовки сырья для установки каталитического риформинга. Такая предварительная обработка способствует улучшению некоторых важных показателей процесса риформинга, а именно: глубины ароматизации сырья, октанового числа получаемого бензина, а также увеличению срока службы катализатора.

Гидроочистку керосиновых и дизельных фракций проводят с целью снижения содержания серы до норм, установленных стандартом, и для получения товарных топливных дистиллятов с улучшенными характеристиками сгорания и термической стабильности. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении.

Подвергаемые гидроочистке бензиновые фракции имеют различные температурные пределы выкипания в зависимости от дальнейшей их переработки:

из фракций 85--180°С и 105--180°С -- обычно путем платформинга получают высококачественные бензины;

из фракций 60--85°С, 85--105°С, 105--140°С и 130--165°С -- концентраты соответственно бензола, толуола и ксилолов.

Основным продуктом, получаемым при гидроочистке бензиновых фракций, является стабильный гидрогенизат, выход которого составляет 90--99% (масс.), содержание в гидрогенизате серы не превышает 0,002% (масс.).

Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130--240 °С и 140-- 230 °С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив верхний предел выкипания может достигать 315 °С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96--97% (масс.). Кроме того получаются небольшие количества низкооктановой бензиновой фракции (отгон), углеводородные газы и сероводород.

Одной из важных областей применения гидроочистки является производство малосернистого дизельного топлива из соответствующих дистиллятов сернистых нефтей. В качестве исходного дистиллята обычно используют керосин-газойлевые фракции с температурами выкипания 180--330 °С, 180--360 °С и 240--360 °С (метод разгонки стандартный). Выход стабильного дизельного топлива с содержанием серы не более 0,2% (масс.) составляет 97% (масс.). Побочными продуктами процесса являются низкооктановый бензин (отгон), углеводородный газ, сероводород и водородсодержащий газ.

Гидроочистке нередко подвергают дистилляты вторичного происхождения (газойли коксования, каталитического крекинга, висбрекинга и т. п.) как таковые или чаще в смеси с соответствующими прямогонными дистиллятами.

На очистку направляют разные по фракционному и групповому составу, а также по содержанию серы и азота тяжелые газойлевые дистилляты, т.е. фракции, извлекаемые при вакуумной перегонке мазутов и имеющие температуру начала кипения 360--400 °С и конца кипения от 520 до 560 °С (в пересчете на атмосферное давление). Нередко тяжелые газойли смешивают с более легкими газойлями, вакуумными или атмосферными (прямогонные дистилляты с температурой начала кипения 230--250 °С и конца кипения около 360 °С). Значение молекулярной массы вакуумных газойлей -- смеси фракций от 350 до 500 °С (разгонка по ИТК) -- обычно находится в пределах от 310 до 380 °С.

Повышение температуры конца кипения вакуумного газойля, выделяемого из данного мазута, сопровождается возрастанием вязкости (иногда до 12 мм²/с при 100 °С), а также показателя его коксуемости [например, с 0,2 до 0,9% (масс.) по Конрадсону, реже до 1,2% (масс.)], увеличением содержания в нем серы и азота, смол, тяжелых ароматических углеводородов и металлов, в частности ванадия, никеля и железа.

В результате же гидроочистки плотность, вязкость и зольность газойля уменьшаются; коксуемость по Конрадсону снижается значительно, но температура плавления изменяется мало; большая часть металлов (никель, ванадий) удаляется. Групповой углеводородный состав изменяется в сторону увеличения содержания моно- и полинафтеновых и особенно моноароматических углеводородов на 10-18% (масс.).

10. Каким очисткам подвергается загрязненная вода с ЭЛОУ?

Сильно загрязненные сточные воды образуются в процессах обессоливания и обезвоживания. Это особенно выражено, если на электрообессоливающих установках используются водорастворимые деэмульгаторы, сульфонафты и др. Для этих вод характерны высокие показатели ХПК и БПК.

Механическая очистка - процеживание и отстаивание. Перед более тонкой очисткой сточные воды процеживают через решетки и сита, которые устанавливают перед отстойниками с целью извлечения из них крупных примесей, которые могут засорить тру-бы и каналы. Снятые с решеток загрязняющие вещества направляют на переработку и утилизацию. Отстаивание применяют для осаждения из сточных вод грубодисперсных примесей.

К физико-химическим методам очистки сточных вод относят коагуляцию, флотацию, адсорбцию, ионный обмен, экстракцию, ректификацию, выпаривание, дистилляцию, обратный осмос и ультрафильтрацию, кристаллизацию, десорбцию и др. Эти методы ис-пользуют для удаления из сточных вод тонкодисперсных взвешен-ных частиц (твердых и жидких), растворимых газов, минеральных и органических веществ. бензин углеводород нефть химический

К химическим методам очистки сточных вод относят нейтрализацию, окисление и восстановление. Эти методы связаны с расходом реагентов, поэтому дороги. Их применяют для удаления растворимых веществ и в замкнутых системах водоснабжения. Химическую очистку проводят иногда как предварительную перед биологической очисткой или после нее как метод доочистки сточных вод.

К биохимическим методам очистки относятся центрифугирование, экстракция, гравитационное уплотнение, вакуумфильтрация, фильтрпрессование, замораживание и др. Наиболее перспективным является центрифугирование с использованием флокулянтов, при помощи его можно достичь эффекта извлечения нефтепродуктов на 85 % и механических примесей на 95%.

Размещено на Allbest.ru