Элементный и фракционный состав нефти

Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жид­кость легче воды от светло-коричневого до черного цвета со специфи­ческим запахом.

С позиций химии нефть - сложная исключительно многокомпо­нентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу неф­ти различных месторождений весьма разнообразны. Поэтому обсужде­ние можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82,5… 87 % углерода; 12,5… 14,5 % водорода; 0,05… 0,35, ред­ко до 0,7 % кислорода; до 1,8 % азота и до 5,3, редко до 10 % серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т.ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многоком­понентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдель­ные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные неф­тяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся темпера­туре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н. к.) и конца кипения (к. к.). При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта нефти) их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректи­фикационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и по­строить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура - вы­ход фракций в % мас., (или % об.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих - под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от на­чала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к. к. 475 …550 °С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получе­ния товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соот­ветствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержа­нию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15 …25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45… 55 % фракций, перегоняющихся до 300 …350 °С. Известны месторож­дения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85 …90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход свет нений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдель­ные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные неф­тяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся темпера­туре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н. к.) и конца кипения (к. к.). При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта нефти) их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректи­фикационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и по­строить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура - вы­ход фракций в % мас., (или % об.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих - под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от на­чала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к. к. 475 …550 °С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получе­ния товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соот­ветствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержа­нию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15 …25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45… 55 % фракций, перегоняющихся до 300 …350 °С. Известны месторож­дения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85 …90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход свет лых составляет всего 18,8%. Подробные данные о фракционном со­ставе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике «Нефти СССР».