Что является продуктом переработки нефти

Нефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Полный состав нефтей даже сегодня, когда имеются в наличии самые изощренные средства анализа и контроля: хроматография, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов – далеко не все эти вещества полностью определены. Но, несмотря на то, что в состав нефти входят практически все химические элементы таблицы Д. И. Менделеева, её основа всё-таки органическая и состоит из смеси углеводородов различных групп, отличающихся друг от друга своими химическими и физическими свойствами. Независимо от сложности и состава, переработка нефти начинается с первичной перегонки. Обычно перегонку проводят в два этапа – с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому, установки первичной переработки нефти носят названия АВТ – атмосферно-вакуумные трубчатки.

Смысл процесса довольно прост. Как и все другие соединения, нефть преимущественно содержит жидкие углеводороды, которые имеют свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой они испаряются, переходят в паровую фазу.

Перегонка осуществляется в ректификационной колонне, которая представляет собой высокий цилиндрический аппарат, перегороженный множеством ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары углеводородов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают проходить через слой жидкости на каждой тарелке, и по мере прохождения по колонне вверх насыщаются более близкими по температурам кипения фракциями.

Температура в ректификационной колонне снижается по её высоте – от куба, до самой верхней тарелки. Для получения из нефти необходимой фракции, кипящей в заданных температурных пределах, достаточно сделать отводы из колонны на определённой высоте. Каждая фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов. И чем более узкие фракции необходимо получить, тем выше должны быть колонны. Чем больше в них тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку контактировать друг с другом, переходя из газовой фазы в жидкую и обратно. Другими словами пройти многократную конденсацию и испарение с массообменом.

На практике перегонку (или, как говорят специалисты, разгонку), проводят в нескольких колоннах. Обычно их пять. На первой колонне выделяется легкая бензиновая фракция, во второй керосиновая и дизельные фракции. Легкая, нестабильная бензиновая фракция конденсируется в специальном холодильнике-конденсаторе и уже в жидком виде отправляется в стабилизационную колонну, откуда стабильная, широкая бензиновая фракция направляется в колонну для разделения на узкие фракции с последующим использованием их на вторичных процессах. Остатки атмосферной перегонки нефти направляют для извлечения более тяжелых масляных фракций в вакуумную колонну.

Омский НПЗ, при существующей переработке 14 млн. тонн нефти в год, способен перерабатывать до 20 млн. тонн нефти. Наличие резервных мощностей по первичной переработке, гарантирует надёжную, стабильную работу всех вторичных процессов и предприятия в целом.

Нефти различных месторождений заметно отличаются по фрак­ционному составу – содержанию легких, средних и тяжелых дистиллятов. Большинство нефтей содержит 15-25% бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, и 45-55% фракций, перего­няющихся до 300-350 °С.

Основные химические элементы, входящие в состав нефти, – углерод (82-87%), водород (11-14%), сера (0,1-7%), азот (0,001-1,8%), кислород (0,5-1%).

Общее содержание алканов (парафины) в нефтях достигает 30-50%, циклоалканов (циклопарафины, нафтены) – от 25 до 75%. Арены (ароматические углеводороды) содержатся, как пра­вило, в меньшем количестве по сравнению с алканами и цикло-алканами (10-20%).

Соотношения между группами углеводородов придают неф-тям различные свойства и оказывают влияние на выбор метода переработки нефти и номенклатуру получаемых продуктов.

Нефть является основным источником сырья для нефтепере­рабатывающих заводов при получении моторных топлив, масел и мазута. Нефть и продукты ее переработки служат также сы­рьем для синтеза многочисленных химических продуктов: по­лимерных материалов, пластических масс, синтетических каучу-ков и волокон, спиртов, растворителей и др. В перспективе большая часть нефтепродуктов (особенно энергетических топ­лив) может быть замещена альтернативными энергоносителями, в то время как замена нефтяного сырья в качестве источника получения нефтехимических продуктов мало вероятна. Более того, доля нефти, используемой в нефтехимических произ­водствах, в ближайшие годы в мире возрастет до 8% и по про­гнозам в 2000 г. достигнет 20-25%. В связи с этим происходит интеграция нефтеперерабатывающей и нефтехимической про­мышленности и формирование нефтехимических комплексов.

Комбинирование нефтепереработки (первичная переработка, каталитический крекинг, риформинг) с нефтехимическими про­цессами (пиролиз, синтез мономеров, производство пластмасс и др.) значительно расширяет возможности выбора оптимальных схем глубокой переработки нефти, повышает гибкость произ-водственньгх систем для получения моторных топлив или неф­техимического сырья, способствует увеличению их рентабель­ности. В настоящее время имеется большое число процессов и их комбинаций, которые потенциально могут обеспечить глуби­ну переработки нефти вплоть до 100%.

Существуют первичные и вторичные методы переработки неф­ти. Первичными являются процессы разделения нефти на фрак­ции перегонкой, вторичные процессы – это деструктивная (химическая) переработка нефти и очистка нефтепродуктов (фракции перегонки различаются интервалом температур кипе­ния компонентов).

Http://works. doklad. ru/view/ODztHfH9XHU. html

Сырье предназначено для Мозырского НПЗ в Беларуси, куда из Украины этот груз будет доставлен по железной дороге.

Появление танкера стало следствием нефтяной войны между Минском и Москвой. С 1 января 2010 года продукты переработки нефти, в том числе нефтехимическое сырье, поставляемые из Российской Федерации в Беларусь, облагаются вывозной таможенной пошлиной.

Сейчас Москва предлагает Беларуси сохранить объем беспошлинных поставок нефти для внутреннего потребления на уровне 6—6,3 млн. тонн. Но Минск такие объемы не устраивают, что обострило отношения между сторонами и способствовало интенсивному поиску альтернативного нефтяного сырья.

Собственно, Минск и ранее предполагал осуществлять вместе с Венесуэлой энергопроекты. Совместные предприятия уже добывают там до миллиона тонн нефти в год, но еще недавно прямые поставки в Беларусь не планировались. Добытую продукцию предполагали продавать в Западном полушарии.

Однако уже в марте во время визита белорусского президента Александра Лукашенко в Каракас было заявлено о прямых поставках южноамериканской нефти. В апреле по вопросу транзита венесуэльской нефти из Одессы была создана и совместная украинско-белорусская межправительственная рабочая группа.

Белорусы анонсировали, что будут поставлять из Венесуэлы около 4 млн. тонн нефти в год, что эквивалентно одному танкеру класса “Морской звезды” в неделю. Сырье будет поставляться на переработку, а затем нефтепродукты будут реализовываться в третьих странах (включая Украину). Минск даже заявил, что ЗАО “Белорусская нефтяная компания” уже создало в Киеве дочернее предприятие, которое будет заниматься вопросами доставки нефти из Венесуэлы в Беларусь и экспорта нефтепродуктов в Украину.

С технической точки зрения, неразрешимых проблем не должно быть. По словам начальника Одесского морского порта Николая Павлюка, сама перевалка транзитной нефти не является проблемной. Жизнеспособность маршрута больше зависит от синхронизации работы нефтебаз, предоставляющих емкости, и наличия достаточного количества железнодорожных цистерн. А также от транспортных тарифов.

И хотя венесуэльская нефть более качественная, ее доставка будет обходиться явно дороже, чем российской (цикл транспортировки от реки Ориноко до Беларуси предполагает три недели танкерной перевозки и две недели железнодорожной).

Так что для минимизации затрат от Киева попытаются выбить максимально возможные скидки. Однако говорить о них можно будет только в случае организации действительно регулярных поставок.

Пока Минтранссвязи Украины сдержанно заявило, что “в настоящий момент рентабельность варианта транспортировки нефти для Беларуси через Одесский порт и далее железной дорогой грузополучателю рассчитывается экономистами”.

Интересно, что А. Лукашенко уже заявил, что российская “Славнефть”, которой принадлежит 42,6% акций НПЗ, ни в коем случае не должна получать доходы от переработки этой нефти. Впрочем, в самом Мозыре пока не комментируют возможную рентабельность процесса.

В принципе, независимо от исхода эксперимента, для Украины он несомненно полезен. Как минимум, будет получен опыт организации альтернативных поставок нефти, а также данные его экономических затрат.

Http://www. ukrrudprom. com/digest/Venesuelskaya_neft__eho_voyni_ili_probniy_shar. html? print

МОСКВА, 17 апр — РИА Новости, Татьяна Пичугина. О необходимости переработки растительных и пищевых отходов говорят уже не один десяток лет. Наука располагает эффективными методами превращения биомассы в продукт, полезный для промышленности и в быту. РИА Новости рассказывает, во что перерабатывают сельхозмусор и древесные отвалы и почему до полного решения всех проблем еще далеко.

Как уверяют ученые, в переработку годятся любые отходы сельского хозяйства и пищевой промышленности, древесина и даже микроводоросли. Влажную биомассу, как правило, более чем наполовину состоящую из воды, подвергают многоэтапному сильному нагреву в закрытых установках — это называется гидротермальной карбонизацией. Сначала из сырья удаляют кислород, затем высвобождают метан и водород, оставшуюся смесь сжижают, получая смолу или жидкое топливо. В недрах планеты происходит примерно то же самое, когда из органических осадков образуется нефть. Только на это уходит миллионы лет, а гидротермальная карбонизация занимает часы.

Перерабатывать биомассу умеют уже почти сто лет, и за это время технологию заметно усовершенствовали. Теперь главная задача — максимально разнообразить источники сырья, чтобы задействовать все биоотходы. Так, в Исследовательском центре биоэкономики при Гогенгеймском университете (Германия) с помощью гидротермальной карбонизации предлагают избавиться от 800 тысяч тонн корней цикория, которые каждый год сгнивают на полях. На опытном производстве из этого сырья получают не только биогаз, но и полимеры — такие как фурфурол, гидроксиметилфурфурол, молочную кислоту, фенолы, гликолевый альдегид. Из них химическим путем изготавливают полиэстер, нейлон, пластик для бутылок и одноразовой посуды.

По своим механическим и физическим свойствам биопластики (то есть сделанные из биомассы) не отличаются от обычных, из продуктов переработки нефти. Они такие же легкие, гибкие, прочные, а некоторые еще и быстро разлагаются в почве или на свету, что дает им экологическое преимущество.

Отличное сырье для биопластиков и микроводоросли, которые специально выращивают в огромных биореакторах. Проблема, однако, в том, что переработка биомассы остается довольно дорогой технологией. Чтобы ее удешевить, нужно наращивать объемы производства. Рынков же сбыта для изделий из биопластиков недостаточно.

Гигантские отходы деревообрабатывающей и лесной промышленности — буквально неисчерпаемый источник для биопластиков. Сначала из отходов химическим путем извлекают целлюлозу — полимер, образующий оболочки растительных клеток. Получаемые из нее различные ароматические углеводороды идут на производство пластмасс.

Волокна целлюлозы в клетке скрепляет лигнин — смесь природных полимеров. Обычно его считают вредной примесью и растворяют, чтобы очистить сырье. Но ученые нашли применение и лигнину. С конца 1990-х из него синтезируют термопластики, то есть материалы, которые расширяются при нагреве. Из них можно отлить предмет любой формы — от вешалки и каблуков до пластиковой посуды и автомобильных тормозов, поэтому термопластики называют жидким деревом.

И еще один необычный вид материалов дает древесная биомасса — наноцеллюлозу. Это волокна или кристаллы наноразмера, которые получают, обработав обычную целлюлозу сильными кислотами.

О перспективности наноцеллюлозы заговорили около десяти лет назад, когда научились делать из нее различные конструкционные материалы. Как считается, это материал будущего, пригодный для изготовления гибкой электроники, брони, цветофильтров, сенсоров, композитных материалов для медицины и предметов домашнего обихода. Наноцеллюлоза, как и биопластики, пока обходится дорого. Впрочем, отмечают эксперты, объемы производства каждый год растут, и к 2020-му эти материалы смогут конкурировать с обычной пластмассой.

Http://crimea-news. com/society/2018/04/17/392380.html

Ученым удалось усовершенствовать существующий в природе фермент, который способен разлагать некоторые из наиболее распространённых полимеров, загрязняющих окружающую среду. Наиболее распространенный пластический материал – PET, или полиэтилен, – который используется при производстве бутылок, в течение сотен лет остается неизменным на свалках. Он крайне медленно распадается под воздействием природных факторов.

Модифицированный фермент, получивший обозначение PETase, начинает разлагать этот полимер в течение нескольких дней. Это может привести к революции в деле утилизации пластмассовых отбросов.

Только в Британии в течение года приобретается около 13 миллиардов пластмассовых бутылок, из которых более 3 миллиардов никогда не утилизируются и оказываются на свалках.

Первоначально этот фермент был обнаружен в Японии. Он является продуктом жизнедеятельности бактерии «Ideonella sakaiensis», которая пожирает полиэтилен PET в качестве основного источника энергии.

Японские ученые сообщили в 2016 году, что они обнаружили разновидность этой бактерии на заводе по переработке пластиковых бутылок в портовом городе Сакаи.

«Полимер PET стал появляться в огромных количествах только за последние 50 лет, и это не слишком длительный срок для развития бактерий, которые способны поглощать этот искусственный материал», – говорит профессор Джон Макгиан из Портсмутского университета, который участвовал в исследовании.

PET (полиэтилентерефталат) принадлежит к группе сложных полиэфиров, встречающихся в естественных условиях.

«Они присутствуют в листьях растений, – отмечает профессор. – В течение миллионов лет развились бактерии, которые питаются такими полиэфирами».

Однако обнаружение бактерии, способной перерабатывать именно полиэтилены класса PET, было неожиданностью для биохимиков. Была сформирована международная группа ученых, которые поставили целью определение природы и путей эволюции фермента PETase.

Биохимики создали трехмерную компьютерную модель фермента, применив мощный рентгеновский лазер. Разобравшись в молекулярной структуре этого фермента, ученые отметили, что эффективность действия PETase можно улучшить, внеся изменения в его поверхностную структуру.

Это указывает на то, что встречающийся в природе фермент не оптимизирован, и что существует возможность его улучшения. Фермент PETase испытывался также на полимерах класса PEF, основанных на биоматериалах растительного происхождения, но тоже очень медленно распадающихся в естественных условиях.

«Нас поразило то, что этот фермент еще лучше воздействует на полимеры PEF, чем на полимеры PET», – заявил профессор Макгиан.

В состав группы исследователей в Портсмутском университете входят аспиранты и даже студенты, и когда я побывал в их лаборатории, то не мог не разделить их энтузиазма. Они знают, что изобретение полимера класса PET потребовало больших усилий химиков, и гордятся тем, что им удалось найти способ его ускоренного разложения. Этот полимер используется при производстве миллиардов пластиковых бутылок во всем мире. Нынешнее поколение молодых химиков осознаёт проблему пластикового загрязнения и прилагает все усилия для ее решения.

Однако на пути трансформации этого открытия в практически применимую технологию будет немало препятствий. Во-первых, предстоит разработать способы недорогого производства такого фермента в промышленных масштабах; во-вторых, необходимо получить надежные методы его применения и контроля над его действием.

Сложные полиэфиры, получаемые при переработке нефти, широко используются при производстве пластиковых бутылок и одежды. Существующие методы их утилизации основаны на снижении их качества на каждом этапе переработки. Например, пластиковые бутылки сначала превращаются в волокно, используемое в производстве одежды, затем в производстве ковров, после чего они часто заканчивают свой путь на свалке.

Фермент PETase обращает этот процесс вспять, превращая сложные полиэфиры в более простые молекулы, которые можно использовать заново.

«Такие молекулы могут использоваться при производстве других полимеров, таким образом исключая из процесса нефть… В этом случае мы создаем замкнутый цикл производства и переработки, что необходимо при полной утилизации», – отмечает профессор Макгиан.

Этот фермент еще далек от промышленного использования. Необходимо ускорить его действие – в настоящее время он требует нескольких дней. В случае промышленного использования утилизация с его помощью должна занимать часы, а не дни.

Но профессор Макгиан надеется, что полученные результаты означают начало крупного сдвига в проблеме утилизации пластиковых отходов.

«В настоящее время остро ощущается потребность уменьшения объемов пластиковых отходов, которые заканчивают свой путь на свалках или попадают в окружающую среду, и если нам удастся применить новые методы, то мы получим решение этой проблемы в будущем», – говорит ученый.

Http://ntts. lt/news-revolyutsiya-v-utilizatsii-othodov-bakteriya-pozhirayuschaya-plastik

Декупаж является старинной техникой декорирования предметов интерьера, в которой используется специальная рисовая бумага или специальные декупажные карты или обычные салфетки с красивыми рисунками. Это техника заключается в том, что изображения аккуратно вырезаются и различными способами прикрепляются на декорируемую поверхность. История этой техники начинается в средневековой Европе. Известные мастера мебели того времени, используя технику декупаж, имитировали дорогие восточные инкрустации. Сегодня декупаж используют не только для декорирования предметов интерьера, но и различных шкатулок, блокнотов, подносов, часов и других деталей повседневной жизни.

БИ́ТУМ, БИТУМИ́Н (франц. bitume, лат. bytumin) — черная горная смола, образуется в каменноугольных и сланцевых породах. Более знакомое нам название – асфальт (так называли эту смолу в древней Греции).

Битум — древнейший строительный и отделочный материал. О свойствах природного битума — «земляной смолы», применявшейся для скрепления наконечников древних копий и делающей посуду водонепроницаемой, древний человек знал ещё в эпоху неолита. Битумная посуда предшествовала глиняной. Битум использовали в строительстве для изоляции и как связующее вещество при создании мозаик из полудрагоценных камней и раковин. В XVII—XIX вв. битум применяли в живописи, где он тоже более известен под названием асфальта.

Встречаются природные и искусственные битумы. ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ – это полезные ископаемые, естественные производные нефти. ИСКУСТВЕННЫЕ – по составу схожи с природными, но являются остаточными продуктами переработки нефти, угля и сланцев.

Битумные составы широко применяются в декоре вообще, и в декупаже в частности. Их главная задача – тем или иным способом состарить поверхность декупажной работы, придать ей вид старинной вещи. Битумы также применяются в золочении (приглушают слишком яркий блеск сусального золота или потали) и при использовании двухшаговых кракелюрных составов (ими затираются трещины). Битумы также различаются в зависимости от ингредиента, добавленного к основе (смоле): битумы и битумные лаки (смола+растворитель), жидкие битумы (смола+вода), битумные воски.

БИТУМЫ И БИТУМНЫЕ ЛАКИ (смола + органический растворитель(уайт-спирит, скипидар и т. д.). Наиболее активные из битумных составов, ими надо действовать очень осторожно, чтобы не переборщить со старением. При необходимости разбавляются уайт-спиритом, после нанесения лучше подождать несколько дней, перед тем как наносить финишное покрытие. Излишки этих составов можно удалить специальными средствами для снятия битума, уайт-спиритом.

Очень жидкие по консистенции, бывают не только естественного коричневого цвета, но и с золотым, медным или серебряными оттенками. Для получения более светлого оттенка достаточно добавить простой воды, а излишки состава запросто стираются влажной тряпочкой или салфеткой. Очень внимательно надо вести себя при покрытии финишным лаком, так как лак на водной основе может стереть этот состав. Это происходит не всегда, но нужно быть осторожными и на всякий случай под рукой иметь алкидный покрывной лак или шеллак.

По концентрации похожи на мебельные воски, густые, плотные, но в тоже время очень эластичные, хорошо растушевываются. Дают более мягкий эффект, чем просто битумы, помогают придать изделию теплый «старинный» оттенок. Не растекаются, поэтому ими удобно работать на вертикальных поверхностях. При полной обработке изделия не требуют дальнейшего лакового покрытия.

У всех этих составов одно назначение – состаривание поверхности работы. Но у них у каждого есть свои особенности, которые надо учитывать при работе. Например, просто битум лучше подойдет для частичного старения (углы), водный для обработки рельфной поверхности, а воск для полного патинирования поверхности. В любом случае, если вы не уверены в своей технике работы с этими составами, перед их применением покройте работу лаком, это поможет вам легко исправить допущенные ошибки.

Каждую минуту операторы мобильной связи зарабатывают $812 000 на SMS.

Битумом в декупаже традиционно делают «грязь» – эффект, который часто придает работе состаренный вид. Иногда битум используют и с другой целью – сделать такую себе рамку вокруг мотива, тем самым подчеркнув и выделив его.

Битум или битумный лак – это средство, которое в художественных целях используется для старения изделия, а в строительных – для покрывания специфических материалов. Если Вы собираетесь приобретать недорогой строительный битум, то в магазинах лучше спрашивать именно Битумный лак, так как на слово «битум» Вам предложат твердые рулоны, а на слова «жидкий битум» – битумную мастику. Все это нам не подходит.

Строительный битумный лак стоит недорого – от 7 до 20 гривен за пол килограмма. Этой банки Вам хватит на всю жизнь, еще и с соседкой или сестренкой поделиться можно.

Но иногда в строительных магазинах разводят руками: «Был, но давно не завозили» или «Зайдите через пару недель» или «Мы таким вообще не торгуем». Особенно эта ситуация актуальна для маленьких городов, где и толковых-то строительных магазинов нету. Что делать в таком случае? Возьмите немного акриловой краски «Жженая умбра», добавьте в неё чуточку черного цвета и хорошенько перемешайте. Лично я советую делать это в какой-то ненужной баночке с крышечкой, чтобы не выбрасывать потом излишки краски, так как на пачканье краев Вам понадобится такой минимум, что и говорить смешно.

Краска хороша ещё и тем, что её можно покрывать акриловым лаком, в отличие от битума, который требует закрепления шеллаком.

Http://etud-theatre. ru/bitum-dlya-dekupazha/

Нефть – жидкое топливо

    Нахождение в природе Разведка нефти Добыча нефти Физические свойства нефти Химические элементы и соединения в нефти Продукты, получаемые из нефти, их применение Список используемой литературы

Нефть – жидкое топливо

И чтобы перечислить все продукты, получаемые из нефти, нужно потратить несколько листов, так как их уже несколько тысяч.

Еще Д. И. Менделеев заметил, что топить печь нефтью все равно, что топить ее ассигнациями.

Нефть (от перс. neft) – горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространенная в осадочной оболочке Земли и являющаяся важнейшим полезным ископаемым.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с не установленной нефтегазоносностью либо для изучения слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются аэромагнитная, геологическая и гравиметрическая съемки, геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро – и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин. В результате устанавливаются районы для дальнейших поисковых работ.

На второй стадии производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путем детальной гравиразведки, структурно-геологической съемки, электро – и сейсморазведки, структурного бурения.

Производится сравнение снимков масштабов 1: 100.000 – 1: 25.000. уточняется оценка прогнозов нефтегазоносности, а для структур с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы.

На третьей стадии производится бурение поисковых скважин с целью открытий месторождений. Первые поисковые скважины бурятся на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, а затем более глубокие. В результате дается предварительная оценка запасов.

Разведывательный этап – завершающий в геологоразведочном процессе.

Основная цель – подготовка к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологический состав, мощность, нефтегазонасыщенность. По завершению разведочных работ подсчитываются запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.

Эффективность поиска зависит от коэффициента открытий месторождений – отношением числа продуктивных площадей к общему числу разбуренных поисковым бурением площадей.

Сбор нефти с поверхности водоемов – это, очевидно, первый по времени появления способ добычи, который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии. Сбор нефти в России, с поверхности реки Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745 г. В 1858 на полуострове Челекен нефть собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: нефть накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, и извлечение из него нефти, впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в 15 веке. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем нефть выжимали в мешках при помощи пресса. В 1833 -1845 г. г. нефть добывали из песка на берегу Азовского моря. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой.

Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из колодцев производилась в Киссии, древней области между Ассирией и Мидией в 5 веке до нашей эры при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Подробное описание колодезной добычи нефти в Баку дал немецкий натуралист Э. Кемпфер. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х г. 19 века. Вначале наряду с открытыми фонтанами и сбором нефти в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча нефти осуществлялась также с помощью цилиндрических ведер с клапаном в днище. Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубоконасосная эксплуатация, которую в 1874 г применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку. В 1886 г В. Г. Шухов предложил компрессорную добычу нефти, которая была испытана в Баку в 1897г. Более совершенный способ подъема нефти из скважины – газлифт – предложил в 1914 г М. М. Тихвинский.

Процесс добычи нефти, начиная от притока ее по пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной нефти с промысла, можно разделить условно на 3 этапа.

[pic] Движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин.

[pic] Движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности – эксплуатация нефтяных скважин.

[pic] Сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам.

Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели. Перед забуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. На основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация: ее геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей в пласте (вязкость, плотность), насыщенность пород нефти водой и газом, пластовые давления. Базируясь на этих данных, производят экономическую оценку системы, и выбирают оптимальную.

При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа с высоким давлением.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Газлифтный способ вносит существенные дополнения в обычную технологическую схему промысла, так как при нем необходима газлифтная компрессорная станция с газораспределителем и газосборными трубопроводами.

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются 2 системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над пометкой группового сборного пункта.

При разработке нефтяных месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создаются морские нефтепромыслы.

Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные компоненты нефти переходят в газообразное состояние при различной температуре. Так, температура кипения метана -161,5°С, этана -88°С, бутана 0,5°С, пентана 36,1°С. Легкие нефти кипят при 50-100°С, тяжелые – при температуре более 100°С.

Различие температур кипения углеводородов используется для разделения нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С – лигроиновой, при 250-315°С – керосиново-газойлевой и при 315-350°С – масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с [pic], газойлевая – [pic] и т. д.

Важным является свойство нефти растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны.

Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.

Кислород и азот находятся в нефти только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.

1. Фракция, собираемая от 400 до 2000 С, – газолиновая фракция бензинов

Содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают: газолин (от 400 до 700 С), бензин (от 700 до 1200 С) – авиационный, автомобильный и т. д.

2. Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 1500 до 2500 С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов.

3. Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 1800 до 3000С. керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

5. Мазут – остаток от перегонки. Содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции: a) Соляровые масла – дизельное топливо, b) Смазочные масла (авиатракторные, авиационные, индустриальные и др.), c) Вазелин (основа для косметических средств и лекарств).

Из некоторых сортов нефти получают парафин (для производства спичек, свечей и др.). После отгонки остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве.

3) “Книга для чтения по химии (часть вторая) ” Авторы: К. Я. Парменов, Л. М. Сморгонский, Л. А. Цветков.

Http://www. fasgeo. ru/geologiya-gidrologiya-i-geodeziya/neft-i-produkty-eyo-pererabotki. html

Нефть – жидкое топливо

    Нахождение в природе Разведка нефти Добыча нефти Физические свойства нефти Химические элементы и соединения в нефти Продукты, получаемые из нефти, их применение Список используемой литературы

Нефть – жидкое топливо

И чтобы перечислить все продукты, получаемые из нефти, нужно потратить несколько листов, так как их уже несколько тысяч.

Еще Д. И. Менделеев заметил, что топить печь нефтью все равно, что топить ее ассигнациями.

Нефть (от перс. neft) – горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространенная в осадочной оболочке Земли и являющаяся важнейшим полезным ископаемым.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с не установленной нефтегазоносностью либо для изучения слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются аэромагнитная, геологическая и гравиметрическая съемки, геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро – и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин. В результате устанавливаются районы для дальнейших поисковых работ.

На второй стадии производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путем детальной гравиразведки, структурно-геологической съемки, электро – и сейсморазведки, структурного бурения.

Производится сравнение снимков масштабов 1: 100.000 – 1: 25.000. уточняется оценка прогнозов нефтегазоносности, а для структур с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы.

На третьей стадии производится бурение поисковых скважин с целью открытий месторождений. Первые поисковые скважины бурятся на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, а затем более глубокие. В результате дается предварительная оценка запасов.

Разведывательный этап – завершающий в геологоразведочном процессе.

Основная цель – подготовка к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологический состав, мощность, нефтегазонасыщенность. По завершению разведочных работ подсчитываются запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.

Эффективность поиска зависит от коэффициента открытий месторождений – отношением числа продуктивных площадей к общему числу разбуренных поисковым бурением площадей.

Сбор нефти с поверхности водоемов – это, очевидно, первый по времени появления способ добычи, который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии. Сбор нефти в России, с поверхности реки Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745 г. В 1858 на полуострове Челекен нефть собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: нефть накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, и извлечение из него нефти, впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в 15 веке. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем нефть выжимали в мешках при помощи пресса. В 1833 -1845 г. г. нефть добывали из песка на берегу Азовского моря. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой.

Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из колодцев производилась в Киссии, древней области между Ассирией и Мидией в 5 веке до нашей эры при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Подробное описание колодезной добычи нефти в Баку дал немецкий натуралист Э. Кемпфер. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х г. 19 века. Вначале наряду с открытыми фонтанами и сбором нефти в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча нефти осуществлялась также с помощью цилиндрических ведер с клапаном в днище. Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубоконасосная эксплуатация, которую в 1874 г применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку. В 1886 г В. Г. Шухов предложил компрессорную добычу нефти, которая была испытана в Баку в 1897г. Более совершенный способ подъема нефти из скважины – газлифт – предложил в 1914 г М. М. Тихвинский.

Процесс добычи нефти, начиная от притока ее по пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной нефти с промысла, можно разделить условно на 3 этапа.

[pic] Движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин.

[pic] Движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности – эксплуатация нефтяных скважин.

[pic] Сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам.

Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели. Перед забуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. На основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация: ее геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей в пласте (вязкость, плотность), насыщенность пород нефти водой и газом, пластовые давления. Базируясь на этих данных, производят экономическую оценку системы, и выбирают оптимальную.

При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа с высоким давлением.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Газлифтный способ вносит существенные дополнения в обычную технологическую схему промысла, так как при нем необходима газлифтная компрессорная станция с газораспределителем и газосборными трубопроводами.

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются 2 системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над пометкой группового сборного пункта.

При разработке нефтяных месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создаются морские нефтепромыслы.

Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные компоненты нефти переходят в газообразное состояние при различной температуре. Так, температура кипения метана -161,5°С, этана -88°С, бутана 0,5°С, пентана 36,1°С. Легкие нефти кипят при 50-100°С, тяжелые – при температуре более 100°С.

Различие температур кипения углеводородов используется для разделения нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С – лигроиновой, при 250-315°С – керосиново-газойлевой и при 315-350°С – масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с [pic], газойлевая – [pic] и т. д.

Важным является свойство нефти растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны.

Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.

Кислород и азот находятся в нефти только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.

1. Фракция, собираемая от 400 до 2000 С, – газолиновая фракция бензинов

Содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают: газолин (от 400 до 700 С), бензин (от 700 до 1200 С) – авиационный, автомобильный и т. д.

2. Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 1500 до 2500 С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов.

3. Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 1800 до 3000С. керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

5. Мазут – остаток от перегонки. Содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции: a) Соляровые масла – дизельное топливо, b) Смазочные масла (авиатракторные, авиационные, индустриальные и др.), c) Вазелин (основа для косметических средств и лекарств).

Из некоторых сортов нефти получают парафин (для производства спичек, свечей и др.). После отгонки остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве.

3) “Книга для чтения по химии (часть вторая) ” Авторы: К. Я. Парменов, Л. М. Сморгонский, Л. А. Цветков.

Http://www.2vg. ru/geologiya_gidrologiya_i_geodeziya/neft_i_produkty_eyo_pererabotki. html

Что же такое нефть? Теплотехник ответит, что это прекрасное, высококалорийное топливо. Но химик возразит: нет! Нефть – это сложная смесь жидких углеводородов, в которых растворены газообразные и другие вещества. И чтобы перечислить все продукты, получаемые из нефти, нужно потратить несколько листов, так как их уже несколько тысяч.

Еще Д. И. Менделеев заметил, что топить печь нефтью все равно, что топить ее ассигнациями.

Нефть (от перс. neft) – горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространенная в осадочной оболочке Земли и являющаяся важнейшим полезным ископаемым.

Залежи нефти находятся в недрах Земли на разной глубине, где нефть заполняет свободное пространство между некоторыми породами. Если она находится под давлением газов, то поднимается по скважине на поверхность Земли.

Цель нефтеразведки – выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке залежей нефти. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ в рациональном сочетании и последовательности.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с не установленной нефтегазоносностью либо для изучения слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются аэромагнитная, геологическая и гравиметрическая съемки, геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро – и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин. В результате устанавливаются районы для дальнейших поисковых работ.

На второй стадии производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путем детальной гравиразведки, структурно-геологической съемки, электро и сейсморазведки, структурного бурения.

Производится сравнение снимков масштабов 1:100.000 – 1:25.000. уточняется оценка прогнозов нефтегазоносности, а для структур с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы.

На третьей стадии производится бурение поисковых скважин с целью открытий месторождений. Первые поисковые скважины бурятся на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, а затем более глубокие. В результате дается предварительная оценка запасов.

Разведывательный этап – завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель – подготовка к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологический состав, мощность, нефтегазонасыщенность. По завершению разведочных работ подсчитываются запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку. Эффективность поиска зависит от коэффициента открытий месторождений – отношением числа продуктивных площадей к общему числу разбуренных поисковым бурением площадей.

Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъема нефти и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

Сбор нефти с поверхности водоемов – это, очевидно, первый по времени появления способ добычи, который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии. Сбор нефти в России, с поверхности реки Ухты начат Ф. С. Прядуновым в 1745 г. В 1858 на полуострове Челекен нефть собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: нефть накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, и извлечение из него нефти, впервые описаны итальянским ученым

Ф. Ариосто в 15 веке. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем нефть выжимали в мешках при помощи пресса. В 1833 –1845 г. г. нефть добывали из песка на берегу Азовского моря. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из колодцев производилась в Киссии, древней области между Ассирией и Мидией в 5 веке до нашей эры при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Подробное описание колодезной добычи нефти в Баку дал немецкий натуралист Э. Кемпфер. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х г. 19 века. Вначале наряду с открытыми фонтанами и сбором нефти в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча нефти осуществлялась также с помощью цилиндрических ведер с клапаном в днище. Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена Глубоконасосная эксплуатация, которую в 1874 г применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку. В 1886 г В. Г. Шухов предложил Компрессорную добычу нефти, которая была испытана в Баку в 1897г. Более совершенный способ подъема нефти из скважины – Газлифт – предложил в 1914 г М. М. Тихвинский.

Процесс добычи нефти, начиная от притока ее по пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной нефти с промысла, можно разделить условно на 3 этапа.

Движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин.

Движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности – эксплуатация нефтяных скважин.

Сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели. Перед забуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. На основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация: ее геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей в пласте (вязкость, плотность), насыщенность пород нефти водой и газом, пластовые давления. Базируясь на этих данных, производят экономическую оценку системы, и выбирают оптимальную.

При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа с высоким давлением.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Газлифтный способ вносит существенные дополнения в обычную технологическую схему промысла, так как при нем необходима газлифтная компрессорная станция с газораспределителем и газосборными трубопроводами.

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются 2 системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над пометкой группового сборного пункта.

При разработке нефтяных месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создаются морские нефтепромыслы.

Главнейшим свойством нефти, принесшим им мировую славу исключительных энергоносителей, является их способность выделять при сгорании значительное количество теплоты. Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Важным показателем для нефти является температура кипения, которая зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.

Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные компоненты нефти переходят в газообразное состояние при различной температуре. Так, температура кипения метана –161,5°С, этана –88°С, бутана 0,5°С, пентана 36,1°С. Легкие нефти кипят при 50–100°С, тяжелые – при температуре более 100°С.

Различие температур кипения углеводородов используется для разделения нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180–200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200–250°С – лигроиновой, при 250–315°С – керосиново-газойлевой и при 315–350°С – масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6–10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с, газойлевая – и т. д.

Важным является свойство нефти растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны. Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.

Нефти состоят главным образом из углерода – 79,5 – 87,5 % и водорода – 11,0 – 14,5 % от массы нефти. Кроме них в нефти присутствуют еще три элемента – сера, кислород и азот. Их общее количество обычно составляет 0,5 – 8 %. В незначительных концентрациях в нефти встречаются элементы: ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий и др. Их общее содержание не превышает 0,02 – 0,03 % от массы нефти. Указанные элементы образуют органические и неорганические соединения, из которых состоят нефти. Кислород и азот находятся в нефти только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. Вначале от нее отделяют растворенные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в газообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают три основные фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению. Основные фракции нефти следующие:

1. Фракция, собираемая от 400 до 2000 С, – Газолиновая фракция бензинов – содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают: Газолин (от 400 до 700 С), Бензин (от 700 до 1200 С) – Авиационный, автомобильный и т. д.

2. Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 1500 до 2500 С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов.

3. Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 1800 до 3000С. керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

5. Мазут – остаток от перегонки. Содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции:

B) Смазочные масла (авиатракторные, авиационные, индустриальные и др.),

Из некоторых сортов нефти получают Парафин (для производства спичек, свечей и др.). После отгонки остается Гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве.

Http://www.6yket. ru/ximiya/neft_i_produkty_eyo_pererabotki. html

Изобретение относится к области исследования и контроля качества жидких углеводородных топлив, преимущественно смесевых топлив, содержащих остаточные продукты переработки нефти. Способ осуществляется выделением осадка путем центрифугирования предварительно разбавленного топлива, с последующей последовательной промывкой его петролейным эфиром и толуолом, определения информационного показателя по расчетной формуле с использованием значений масс осадка до и после промывки растворителями, определением оптической плотности гудрона, анализируемого топлива и величины их рассогласования, по которой судят о присутствии в анализируемом топливе ОТК (ОВБ) в количестве от 0,05 до «менее 2,0» % масс. Достигается повышение чувствительности и точности анализа. 3 табл.

Изобретение относится к области исследования жидких углеводородных топлив, преимущественно смесевых топлив, содержащих остаточные продукты переработки нефти, – котельным (мазутам) и судовым топливам, и может быть использовано при контроле качества котельного топлива (мазута Ф5), применительно к его использованию в Военно-Морском флоте (ВМФ), при выборе топлив для дизелей на судах хозяйствующих субъектов и определении возможности длительного хранения топлив.

Смесевые топлива из остаточных продуктов могут содержать остаточные продукты прямой перегонки нефти (мазут, гудрон) и вторичные остаточные продукты переработки нефти: остатки термокрекинга (ОТК) и висбрекинга (ОВБ). В соответствии с ГОСТ 10585 мазут Ф5, используемый в ВМФ, должен изготавливаться только с вовлечением в его состав остаточных продуктов прямой перегонки нефти. Остальные смесевые топлива могут содержать в своем составе как остаточные продукты первичные (прямой перегонки), так и вторичные (деструктивных процессов).

Указанные различия составов обусловлены значительно отличающимися условиями применения смесевых топлив на кораблях ВМФ и на судах хозяйствующих субъектов. В случае применения смесевых топлив на кораблях ВМФ, находящихся в море длительное время или в резерве, требуемый непрерывный срок их хранения в цистернах составляет 5-6 лет. В остальных случаях, где не требуется длительного хранения, используют дополнительно довольно сложное оборудование для полного удаления осадков перед подачей топлива в двигатель.

Особенностью вторичных остаточных продуктов переработки нефти – ОТК и ОВБ – является повышенное содержание в них асфальтосмолистых веществ (в основном асфальтенов), находящихся в топливе во взвешенном состоянии, склонных к выпадению в осадок при хранении и приводящих к повышенному нагарообразованию при сгорании (Т. Н.Митусова, И. А.Пугач, Н. П.Аверина. Химия и технология топлив и масел, № 2, 2001 г., с.6-7). Количество асфальтенов в мазутах крекинг-процессов (т. е. вторичных – деструктивных – процессов переработки нефти) в сравнении с мазутами, полученными на основе прямой перегонки нефти (мазут Ф5), может отличаться на порядок и более (Б. В.Лосиков и др. Топлива для стационарных и судовых газовых турбин. М., Химия, 1970, с.97).

Выбор смесевых топлив, содержащих остаточные продукты прямой перегонки нефти, важен и для судов хозяйствующих субъектов, поскольку количество возникающих при этом проблем существенно сокращается, так как осадков, требующих удаления механическим способом (протиркой цистерн), не образуется. При содержании в топливе до 2,0% вторичных остаточных продуктов количество осадков является незначительным (вследствие малого срока хранения топлива на судах хозяйствующих субъектов) и относительно легкоудаляемых. (Эксплуатация судовых дизельных энергетических установок. Учебник для ВУЗОВ, С. В.Камкин, И. В.Возницкий, В. Ф.Большаков и др. М.: Транспорт, 1996 г., с.238-250).

Перед авторами стояла задача разработать способ определения вторичных остаточных продуктов переработки нефти (ОТК и ОВБ) в смесевых топливах, который отвечал бы следующим требованиям:

– повышение точности (чувствительности) определения ОТК (ОВБ) в смесевых топливах, а именно обнаружения их при содержании в топливе менее 2% масс.;

– более широкой дифференциации топлив по содержанию в них ОТК (ОВБ);

– реализовываться на широко применяемых в лабораторных исследованиях материалах и известном отечественном оборудовании.

При анализе научно-технической литературы и источников патентной информации выявлены способы определения непрямогонных (вторичных) остатков переработки нефти в топливах, основанные на определении их толуольного эквивалента (ГОСТ Р 50837.3-95 Топлива остаточные. Определение прямогонности. Метод определения толуольного эквивалента), ксилольного эквивалента (ГОСТ Р 50837.4-95 Топлива остаточные. Определение прямогонности. Метод определения ксилольного эквивалента) и «номера пятна» (ГОСТ Р.50837.7-95. Топлива остаточные. Определение прямогонности. Метод определения стабильности и совместимости по пятну). Все эти способы отличаются низкой точностью (надежностью и достоверностью), поскольку основаны на визуальной (субъективной) оценке получаемых от разбавленных топлив пятен на бумаге. По ним можно только качественно судить о прямогонности топлив, причем способы противоречат друг другу. Наличие в топливе ОТК (ОВБ) в количестве десятков % масс. может показать по этим способам как их отсутствие.

Наиболее близким к заявленному способу, взятым за прототип, является количественный способ определения вторичных остаточных продуктов переработки нефти в смесевых топливах по разности масс осадков, полученных при центрифугировании разбавленного топлива и промытых первоначально петролейным эфиром, а затем толуолом, отнесенной к количеству разбавленной смеси (патент № 2368900 G01N 33/22, 06.06.2008 г.)

Этот способ предусматривает отбор и подготовку пробы, смешение ее с дистиллятным компонентом до снижения вязкости смеси до величины (1,75±0,05)мм 2 /с при 100°С, залив необходимого количества смеси в предварительно взвешенную m1 металлическую кювету, фиксацию веса кюветы со смесью m2, нагрев смеси до 100°С, выдержку кюветы со смесью при этой температуре в течение 50 минут в сушильном шкафу при температуре (105±3)°С, центрифугирование этой смеси при температуре, достаточной для сохранения расплавившихся парафинов в жидком виде, слив жидкостной части, перемешивание оставшегося в кювете осадка с петролейным эфиром, центрифугирование полученного раствора, слив жидкостной части, доведение оставшегося в кювете осадка сушкой до постоянной массы m3, отделение из этого осадка асфальтенов, для чего осадок перемешивают с толуолом, центрифугируют, сливают жидкостную толуольную часть, оставшийся в кювете осадок доводят сушкой до постоянной массы m4, расчет информационного показателя "А" по математической зависимости: А=(m 3-m4)/(m2-m1)·100% масс. и при величине "А" 0,005% масс. судят об отсутствии вторичных остаточных продуктов переработки нефти в анализируемом топливе.

Недостатком способа является относительно низкая его чувствительность (от 2% масс. и более) к присутствию в топливе ОТК (ОВБ).

Как показывает опыт применения смесевых топлив (мазута Ф-5 по ГОСТ 10585) на кораблях, при такой чувствительности способа в одной полной заправке (массой до 10000 тонн) в мазуте может содержаться до 200 тонн ОТК (ОВБ). Неснижаемый остаток топлива на корабле составляет 40% от массы заправки, а следовательно, на корабле при хранении в течение нескольких лет в составе топлива может присутствовать до 80 тонн ОТК (ОВБ). Хранение топлива (в количестве полной заправки) на кораблях резерва может составлять 6 и более лет. За это время в осадок может выпасть количество асфальтенов, измеряемое сотнями килограммов и более. Задача удаления асфальтенов, представляющих в осадке липкую массу, является весьма трудоемкой (сбор лотками, скребками, протирка поверхностей цистерн ветошью, смоченной дизельным топливом, с последующим ее сжиганием).

В связи с этим авторы способа продолжили исследования по усовершенствованию способа-прототипа в части повышения чувствительности к наличию ОТК (ОВБ) и разработали более точный способ обнаружения этих продуктов в топливе. В настоящее время процесс висбрекинга в нефтепереработке находит все большее применение для производства топочных мазутов марок "40" и "100" по ГОСТ 10585 и появляется реальная угроза попадания ОТК (ОВБ) в мазут Ф-5.

Технический результат изобретения – повышение точности (чувствительности) способа.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе определения вторичных остаточных продуктов переработки нефти в смесевых топливах, включающем отбор и подготовку пробы, смешение ее с дистиллятным компонентом до достижения вязкости смеси равной (1,75±0,05)мм 2 /с при 100°С, залив необходимого количества смеси в предварительно взвешенную m1 металлическую кювету, фиксацию веса кюветы со смесью m2, нагрев смеси в кювете до температуры 100°С, выдержку кюветы со смесью в течение 50 минут в сушильном шкафу при температуре, достаточной для сохранения расплавившихся парафинов в жидком виде, слив жидкостной части, перемешивание оставшегося в кювете осадка с петролейным эфиром, центрифугирование полученного раствора, слив жидкостной части, доведение оставшегося в кювете осадка сушкой до постоянной массы m3, отделение из этого осадка асфальтенов, для чего осадок перемешивают с толуолом, центрифугируют, сливают жидкостную толуольную часть, доведение оставшегося в кювете осадка сушкой до постоянной массы m 4, расчет информационного показателя "А" по математической зависимости А=(m3-m4)/(m2-m 1)·100% масс., согласно изобретению при величине показателя "А"<0,005% масс. дополнительно определяют оптическую плотность (ОП) слитой при отделении асфальтенов жидкостной толуольной части, задают величину ОП гудрона, находят ОП и при значениях ОП от 0,003 до 0,175 ед. делают вывод о наличии в анализируемом топливе вторичных остаточных продуктов переработки нефти в количестве М, % масс., определяемом выражением 0,05 М 1,99.

Основные режимные параметры испытания и последовательность приемов выбраны исходя из следующих положений:

– вязкость смеси (1,75±0,05)мм 2 /с при 100°С, до которой разбавляют анализируемую пробу дистиллятным компонентом перед центрифугированием, является вязкостью статистически самого маловязкого товарного образца мазута Ф5 по ГОСТ 10585, изготовленного без использования депрессорной присадки. С началом использования депрессорных присадок в мазут Ф5 вовлекается большее количество прямогонных остатков переработки нефти и, следовательно, вязкость мазута Ф5 с депрессорной присадкой выше. Вязкость остальных образцов применяемых товарных судовых смесевых топлив существенно выше. В то же время разбавление смесевых топлив до указанной вязкости (1,75±0,05)мм 2 /с при 100°С позволяет испытывать их в одинаковых условиях, т. е. в последующем дифференцировать топлива по содержанию в них ОТК и ОВБ;

– взвешивание пустой кюветы (m1) и кюветы, заполненной смесью (m 2), позволяет определять массу смеси, взятой на центрифугирование;

– нагрев смеси в кювете на плитке до 100°С и последующая выдержка ее в течение 50 минут в сушильном шкафу при температуре (105±3)°С гарантирует расплавление самых высокоплавких твердых парафинов, присутствующих в любом смесевом топливе, и длительное сохранение их при комнатной температуре в расплавленном виде. (В. Б.Лосиков и др. Топлива для стационарных и судовых газовых турбин. М., Химия, 1970, с.69);

– центрифугирование смеси (как вариант 70,0000 г) при частоте (4000±100) мин -1 ротора центрифуги ЦЛС-3 обеспечивает выделение осадка из смесевых топлив (А. А.Гуреев, Е. П.Серегин, В. С.Азев. Квалификационные методы испытаний нефтяных топлив. М., Химия, 1984, с.192);

– продолжительность центрифугирования (как вариант 40 мин) обеспечивает выделение осадка из смеси при ее малой (в сравнении с товарными образцами смесевых топлив) вязкости (1,75±0,05)мм 2 /с при 100°С;

– температура (60±2)°С центрифугирования смеси гарантирует сохранение расплавившихся при 100°С твердых парафинов, присутствующих в смесевых топливах, в жидком виде и удаление их вместе с остальной жидкостной частью смеси из кюветы;

– перемешивание осадка в кювете с петролейным эфиром (как вариант с 15 см 3 ) обеспечивает растворение в нем остатков смеси и последующее удаление их при сливе после центрифугирования для выделения осадка (как вариант (3000±100) мин -1 в течение 10 мин;

– сушка в сушильном шкафу оставшегося в кювете осадка (как вариант при 100°С, что на 30°С выше температуры кипения петролейного эфира, в течение 30 мин) и последующее доведение осадка до постоянной массы в сушильном шкафу позволяет получить стабильную величину осадка (m3);

– перемешивание оставшегося осадка с толуолом (как вариант с 15 см 3 ) обеспечивает растворение асфальтенов, содержащихся в осадке, перевод их в жидкостную часть смеси и последующее удаление их при сливе после центрифугирования для выделения осадка (как вариант (3000±100) мин -1 в течение 10 мин);

– сушка в сушильном шкафу оставшегося в кювете осадка (как вариант при 140°С, что на 30°С выше температуры кипения толуола, в течение 30 мин) и последующее доведение осадка до постоянной массы при этой температуре позволяет получить стабильную величину осадка (m4);

– определение величины информационного показателя «А» по математической зависимости А=(m3-m4)/(m2-m1)·100% масс.;

– определение при величине А<0,005% масс. оптической плотности ОП (как вариант – на приборе ФЭК-56М с кюветой 3 мм и светофильтром № 8 – условное обозначение ед.) слитой жидкостной толуольной части, количество которой (14,6 см 3 ) намного больше, чем необходимо (1,5 см 3 ) для измерения оптической плотности;

– установление числового (порогового) значения показателя ОП гудрона, означающего отсутствие вторичных остаточных продуктов переработки нефти в смесевом топливе;

– установление величины рассогласования ОП анализируемого топлива и гудрона, соответствующего содержанию ОТК (ОВБ) в топливе (М, % масс.) от 0,05 до 1,99.

Суть заявленного способа заключается в том, что смесевые топлива, содержащие ОТК и ОВБ, в отличие от топлив, содержащих только первичные (прямогонные) остатки переработки нефти (мазут, гудрон), содержат в своем составе существенно большее количество асфальтенов. В свою очередь асфальтены имеют плотность до 1100 кг/м 3 , что больше, чем плотность самих смесевых топлив, вследствие чего они склонны к выпадению в осадок при хранении. Разбавление топлива дистиллятным компонентом существенно увеличивает эту разность (плотность дизельного топлива из типичных нефтей составляет около 835 кг/м 3 ), а воздействие центробежных сил на асфальтены при центрифугировании способствует их ускоренному выделению из разбавленных топлив в осадок. Указанная разница количества асфальтенов в первичных и вторичных остаточных продуктах переработки нефти и выявляется заявленным способом.

Для подтверждения существенности режимных параметров и необходимой последовательности приемов заявленного способа были приготовлены (таблица 1) образцы топлив, охватывающих весь их диапазон (по вязкости), три из которых (образцы № 1-3) содержат только первичные (прямогонные) продукты переработки нефти (образец № 3 – мазут Ф5), а остальные образцы (4-14) содержат и вторичные остаточные продукты переработки нефти (остатки термокрекинга или его усовершенствованного варианта – висбрекинга соответственно ОТК и ОВБ).

При проведении исследования приготовленных образцов было установлено, что значение оптической плотности наиболее тяжелого остатка прямой перегонки нефти – гудрона (таблица 1, столбец 1, строка 2 и таблица 2, столбец 10, строка 2) составляет 0,007 ед. При наличии в анализируемом топливе 0,05% масс. ОТК (ОВБ) ОП составляет 0,010 ед., что превышает ОП гудрона, а само содержание 0,05% масс. вторичных остаточных продуктов переработки нефти является чувствительностью способа (таблица 1, столбец 9, строка 4 и таблица 2, столбец 10, строка 9). С увеличением в топливе содержания ОТК (ОВБ) их ОП последовательно повышается, что обеспечивает в сравнении с прототипом расширение дифференцирования топлив по содержанию в них ОТК (ОВБ) за счет дополнительного выявления образцов, содержащих от 0,05 до 1,99% масс. ОТК (ОВБ).

Величину порогового значения оптической плотности, означающей отсутствие в анализируемом топливе ОТК (ОВБ) определяли по образцу № 2 (таблица 1), т. е. по гудрону (прямогонный продукт), содержание асфальтенов в котором выше, чем в мазуте (также прямогонный продукт). По результатам его испытания (таблица 2) установили, что пороговый величиной, означающей отсутствие в топливе (компоненте топлива) ОТК (ОВБ), является величина ОП, равная 0,007 ед. (таблица 2, столбец 10, строка 2). Чувствительность способа по содержанию в топливе ОТК (ОВБ) определили по величинам ОП образцов 9 и 10 (таблица 1) и результатам их испытаний (таблица 2, столбец 10, строки 9 и 10). Эти результаты показали, что вторичные остаточные продукты обнаруживаются в топливе заявляемым способом при их содержании от 0,05 до 1,99% масс. (образцы 9 и 4).

Применение изобретения позволит повысить чувствительность обнаружения вторичных остаточных продуктов переработки нефти в топливе с 2,0 (прототип) до 0,05% масс., что существенно снизит затраты, связанные с зачисткой топливных систем кораблей от осадков асфальтенов, содержащихся в ОТК (ОВБ).

Http://www. freepatent. ru/patents/2426116

Как только нефть была добыта с месторождения, ее обрабатывают химикатами и нагревают, чтобы удалить воду и соли, отделить природный газ. После чего нефть хранится в цистернах или же в целой системе сообщающихся цистерн, в которых они и переправляются по миру морем, по автодорогам или по нефтепроводам.

Основным звеном переработки нефти считается дистилляция. В США после гражданской войны были запущены более 100 дистилляционных предприятий. Сырая нефть начинает испаряться при температуре, чуть меньшей, чем требуется для кипения воды. Углеводороды, отличающиеся минимальным весом молекул, испаряются еще при низких температурах, тогда как для того, чтобы дистиллировать более крупные молекулы требуется значительно более высокие температуры. Первым продуктом, получающимся при перегонке нефти, является бензин, за ним отделяются нафтены и керосин. Осадок, остающийся в перегонном аппарате, обрабатывают каустической содой и серной кислотой, после чего продолжают дистилляцию паром. Смазочные вещества и дистиллятное нефтяное топливо получаются на верхних отделениях, воска и асфальт – в нижних отделениях дистиллятора.

В конце XIX века газолин и нафтены считались ненужным побочным продутом, поскольку в них не было потребности. Спрос на керосин тоже стал постепенно снижаться ввиду распространения электричества и использования электрического освещения. С появлением автомобиля спрос на бензин подскочил как никогда, равно как и спрос на сырье.

В попытке увеличить дебит продуктов, получающихся в результате дистилляции, был разработан метод термического растрескивания. В процессе растрескивания большие объемы сырой нефти под высоким давлением нагревались до высоких температур. В результате крупные молекулы углеводорода расщеплялись на более маленькие, тем самым процент бензина, получаемого из сырой нефти, тоже возрастал. Эффективность процесса была ограничена из-за высокой температуры и давления, необходимых для расщепления, кроме этого в реакционном аппарате оставался слишком значительный коксовый остаток. Это в свою очередь требует использования еще более высоких температур и еще более высокого давления, необходимого для того, чтобы заставить сырую нефть растрескаться. Как раз из-за этого был изобретен процесс коксования, суть которого заключается в рециркуляции жидкостей, этот процесс требует куда больше времени и отличается меньшим процентом коксового остатка.

Два дополнительных метода, алкилирование и каталитический крегинг появились в 1930 г., их введение в производство и увеличило процент бензина получаемого с одного барреля нефти. В процессе алкилляции маленькие молекулы, полученные методом термического растрескивания, переорганизовываются под действием катализатора. В результате чего образуются молекулы с разветвленной цепью в зоне кипения бензина, обладающие более высокими показателями, например повышенной антидетонационной способность, такой способностью обладает горючее, обеспечивающее работу двигателей современного самолета.

В процессе каталитического крекинга растрескивание сырой нефти происходит в присутствии тонко диспергированного катализатора. Это позволяет выделять много различных углеводородов, которые могут быть переорганизованы в процессе алкиллирования, изомеризации и каталитического преобразования, эти углеводороды используются в производстве топлива с высоким антидетонационным показателем и химикатов. Производство подобных химикатов положило начало развитию гигантской нефтехимической промышленности, что проявилось в появлении спиртов, растворителей, синтетической резины, глицерина, удобрений, серы, моющих средств и присадок, медицинских препаратов, нейлона, пластика, красок, полиэстера, пищевых добавок, взрывчатых веществ и др.

Http://www. aliche-servis. ru/processing. htm

Добавить комментарий