Введение
Увеличение объема производства нефтепродуктов, расширение их ассортимента и улучшение качества – основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью в настоящее время. Решение этих задач в условиях, когда непрерывно возрастает доля переработки сернистых и высокосернистых, а за последние годы и высокопарафинистых нефтей, потребовало изменения технологии переработки нефти. Большое значение приобрели вторичные и, особенно, каталитические процессы. Производство топлив, отвечающих современным требованиям, невозможно без применения таких процессов, как каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка, алкилирование и изомеризация, а в некоторых случаях - гидрокрекинг.
Характеристика нефтей Оренбургской области
Нефтегазоноспость Оренбургской области связана с каменноугольными, девонскими и пермскими отложениями. Основные запасы нефти приурочены к каменноугольным отложениям. Запасы девонских отложений составляют около 20, а пермских — около 5% от общих промышленных запасов нефти всей области.
До 1969 г. было открыто свыше 40 нефтяных п нефтегазоносных мест-рождений, а также 15 чисто газовых. Самым крупным нефтяным месторождением на территории области является Покровское.
В тектоническом отношении территория Оренбургской области разбита па следующие основные элементы: восточная часть Жигулевско-Орепбургского свода, Серноводско-Абдулипская впадина, Южный склон Татарского свода, Бу.чу-.лукская впадина и Предуральский прогиб.
Жигулевско-Оренбургский свод с северо-запада на юго-восток пересекается Камско-Кинельской впадиной, выраженной только в отложениях нижнего отдела каменноугольной системы и верхнего девона. На южном борту этой впадины выделяется молодой Бобровско-Покровский вал. В южной части области Жигулевско-Оренбургский свод ограничен Бузулукской впадиной, которая, ступенчато погружаясь к югу, переходит и огромную Прикаспийскую впадину, расположенную главным образом на территории Казахской ССР.
Юго-восточная часть Оренбургского свода изучена недостаточно. Здесь проведен небольшой объем геофизических и буровых работ. Поэтому границы юго-восточной части свода остаются невыясненными, так же, как южное про должение Бобровско-Покровского пала и Камско-Кинельской впадины. Небольшим объемом проведенных буровых работ и геофизических исследований в эгоп части области выделены Оренбургский вал и Соль-Илецкий выступ. На Оренбургском валу открыто крупное газовое месторождение - Краснохолмское.
Большое значение в формировании нефтяных и газовых залежей области. имеют такие крупные тектонические элементы,. как Бобровско-Покровский нал н его склон, Камско-Кинельскан впадина, Серноводско-Абдулипская впадина и южный склон Татарского свода. В юго-западной части Серноводско-Абдулпнской впадины выделяется крупный Большекинельскнй вал, протягивающийся с северо-запада на юго-восток.
Для исследования брались нефти различных стратиграфических подразделений (девонских, каменноугольных и пермских отложений) и прежде всего нефти тех месторождений и залежей, которые имеют наибольшие запасы.
Большое число исследований нефти было проведено по месторождениям Большекинельского вала - Красноярскому, Султангуловскому, Тархановскому, Ашировскому, не имеющим большого промышленного значения, однако па них впервые была открыты залежи нефти в девонских и каменноугольных отложениях.
Все указанные нефти являются в основном сернистыми и высокосернистыми. Содержание серы в большинстве из них составляет от 1,3% и выше и доходит в некоторых нефтях до 5,0% (красноярская и родинская нефти); при этом содержание смол силикагелевых колеблется от 8 до 25%. Отличаются в этом отношении нефти таких вновь открытых месторождении, как Никольское, Бобровское окского надгоризонта и Пономаревское. В них содержание серы лежит в пределах от 0,8 до 1,1%, а смол силикагелевых не превышает 5,0%. Содержание парафина во всех нефтях колеблется в пределах от 2 до 6%.
Таким образом, с появлением новых месторождений изменилось ранее существовавшее мнение, что на территории Оренбургской области в основном добываются только высокосернистые и смолистые нефти и было отмечено появление нефтей лучшего качества. Для всех исследованных нефтей выход светлых нефтепродуктов колеблется в больших пределах и составляет от 12 до 38% (фракции до 200 °С) и от 27 до 65% (фракции до 350 °С).
Бензиновые дистилляты из исследованных нефтей отличаются невысокими октановыми числами. Фракция 28—200 оС характеризуется октановым числом, 34—48 в чистом виде и содержанием серы лежащим в пределах от 0,006 до 0,3%, за исключением аналогичной фракции, выделенной из бугурусланской нефти верхнепермекпх отложений, в которой содержание серы намного выше — 0,92%. Таким образом, бензиновые фракции из всех рассматриваемых нефтей являются лишь компонентами автомобильных бензинов.
Легкие керосиновые дистилляты при температуре начала кристаллизации - 60 °С из большинство нефтей обладают завышенным содержанием общей пли меркаптаповой серы. Керосиновые дистилляты, полученные из пронькнпской (турпейского и башкирского ярусов), бобровскоп, покровскоп, твердиловскоп и тархановской нефтей по высоте некоптящего пламени (20-23 мм) отвечают требованиям ГОСТ на осветительные керосины. Аналогичные керосиновые фракции, выделенные на остальных нефтей, имеют высоту некоптящего пламени ниже 20 мм.
Содержание серы в рассматриваемых фракциях всех нефтей выше требований, предъявляемых техническими нормами.
Дизельные топлива и их компоненты разного фракционного состава имеют цетановые числа порядка 50—61 и температуру застывания, отвечающую требованиям ГОСТ на летние сорта топлив. Содержание серы в некоторых дизельных дистиллятах ряда нефтей очень высокое и достигает 1,7—2,3%. Для получения топлив кондиционных качеств необходима специальная очистка. После карбамидной депарафинизации фракции 240—350 °С из таких нефтей, как Никольская, пропькннская (турнейского и башкирского ярусов), бобровская, родинская, пономаревская, могут быть получены компоненты зимних и арктических дизельных топлив с температурой застывания – 58–60 °С.
Из большинства нефтей области можно получить топочные мазуты марок 40, 100 и 200. Из родинской, пономаревской, султангуловской и байтуганской нефтей могут быть получены также флотские мазуты марок Ф-5 и Ф-12.
Суммарное потенциальное содержание базовых дисциллятных и остаточных масел с индексом вязкости 85 и выше составляет 12—27%. Поэтому самое низкое содержание базовых масел (12%)—в бобровской нефти угленосного горизонта и самое большое (27%) — в пономаревской и султангуловской нефтях.
| r20, кг/м3 | Молекулярная масса | Вязкость, мм2/с | Температура застывания, оС | Температура вспышки в закрытом тигле, оС | Давление насыщенных паров, мм рт. ст. | Парафин | ||||
| n20 | n50 | с обработкой | без обработки | при 38оС | при 50оС | содержание, % | Температура плавления, оС | |||
| 850,4 | 14,29 | 6,32 | -32 | -10 | <-35 | 4,5 |
Таблица 1. Физико-химическая характеристика пронькинской нефтесмеси
Продолжение таблицы
| Содержание, % | Коксуемость, % | Зольность, % | Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти | Содержание, % | Выход фракций, масс. % | ||||||
| серы | азота | смол сернокислотных | смол силикагелевых | асфальтенов | нафтеновых кислот | фенолов | до 200оС | до 350оС | |||
| 2,10 | 0,11 | 11,6 | 2,7 | 4,22 | 0,035 | 0,100 | – | – | 28,4 | 52,4 |
Таблица 2. Разгонка нефти по ГОСТ 2177-66
| н.к., °С | Отгоняется (в %) до температуры, оС | ||||||||||
Таблица 3. Элементный состав нефти
| Содержание, % масс. | ||||
| С | Н | О | S | N |
| 84,83 | 12,82 | 0,14 | 2,10 | 0,11 |
Таблица 4. Потенциальное содержание (масс. %) фракций в нефти
| Отгоняется до температуры, о С (газ до С4) | % | Отгоняется до температуры, о С | % | Отгоняется до температуры, о С | % |
| 28(газ до С4) | 1,6 | 24,8 | 54,0 | ||
| 5,9 | 26,6 | 56,0 | |||
| 6,0 | 28,4 | 57,8 | |||
| 6,8 | 30,0 | 59,5 | |||
| 8,2 | 31,5 | 61,2 | |||
| 8,8 | 33,2 | 63,0 | |||
| 9,6 | 34,8 | 64,5 | |||
| 10,4 | 36,0 | 66,2 | |||
| 11,2 | 37,6 | 68,0 | |||
| 12,0 | 39,2 | 69,6 | |||
| 12,8 | 41,0 | 70,8 | |||
| 14,4 | 43,2 | 72,8 | |||
| 14,8 | 44,0 | 74,0 | |||
| 16,0 | 45,6 | 75,2 | |||
| 17,8 | 47,2 | 75,2 | |||
| 28,8 | 49,0 | 76,0 | |||
| 19,6 | 50,5 | Остаток | 24,0 | ||
| 21,5 | 52,4 | ||||
| 23,2 |
Таблица 5. Характеристика фракций, выкипающих до 200°С
| Температура отбора, оС | Выход (на нефть), % | Плотность r20, кг/м3 | Фракционный состав, оС | Содержание серы, % | Октановое число без ТЭС | Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции | Упругость насыщенных паров при 38оС, мм рт. ст. | |||
| н.к. | 10% | 50% | 90% | |||||||
| 28-85 | 7,2 | 665,0 | 0,010 | 66,6 | – | |||||
| 28-100 | 9,6 | 677,0 | 0,015 | 64,0 | – | – | ||||
| 28-110 | 11,2 | 686,0 | 0,02 | 61,5 | – | – | ||||
| 28-120 | 12,8 | 694,0 | 0,03 | 58,8 | 1,30 | |||||
| 28-130 | 14,4 | 700,0 | 0,06 | 56,5 | – | – | ||||
| 28-140 | 16,2 | 709,0 | 0,08 | 54,0 | – | – | ||||
| 28-150 | 18,0 | 718,7 | 0,10 | 51,7 | – | |||||
| 28-160 | 19,9 | 726,8 | 0,13 | 50,5 | – | – | ||||
| 28-170 | 21,6 | 730,0 | 0,14 | 46,2 | – | – | ||||
| 28-180 | 23,2 | 736,2 | 0,18 | 48,0 | – | – | ||||
| 28-190 | 25,0 | 740,3 | 0,19 | 46,7 | – | – | ||||
| 28-200 | 26,8 | 745,0 | 0,21 | 44,9 | 2,21 |
Таблица 6. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200°С
| Температура отбора, оС | Выход (на нефть), % | Плотность r20, кг/м3 | Показатель преломления n 
| Содержание углеводородов, % | ||||
| ароматических | нафтеновых | Парафиновых | ||||||
| всего | нормального строения | изостроения | ||||||
| 28-60 | 4,3 | 648,0 | 1,3680 | |||||
| 60-95 | 4,5 | 694,0 | 1,3900 | |||||
| 95-122 | 4,4 | 733,2 | 1,4100 | |||||
| 122-150 | 4,8 | 754,0 | 1,4260 | |||||
| 150-200 | 8,8 | 784,0 | 1,4390 | |||||
| 28-200 | 26,8 | 745,0 | 1,4185 |
Таблица 7. Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга
| Температура отбора, оС | Выход (на нефть), % | Плотность r20, кг/м3 | Содержание серы, % | Содержание углеводородов, % | ||||
| ароматических | нафтеновых | Парафиновых | ||||||
| всего | нормального строения | изостроения | ||||||
| 62-85 | 2,8 | 685,5 | 0,04 | |||||
| 62-105 | 6,0 | 703,0 | 0,06 | |||||
| 85–105 | 3,2 | 716,0 | 0,08 | |||||
| 85-120 | 5,6 | 728,0 | 0,14 | |||||
| 85-180 | 16,0 | 754,0 | 0,26 | |||||
| 105–120 | 2,4 | 736,0 | 0,16 | |||||
| 105-140 | 5,8 | 744,0 | 0,21 | |||||
| 120–140 | 3,4 | 750,0 | 0,25 | |||||
| 140–180 | 7,0 | 771,2 | 0,40 |
Таблица 8. Характеристика легких керосиновых дистиллятов
| Температура отбора, оС | Выход на нефть, % масс. | Плотность ρ20, кг/м3 | Фракционный состав, оС | Вязкость, мм2с | |||||
| н.к. | 10% | 50% | 90% | 98% | ν20 | ν-40 | |||
| 120-220 | 17,1 | 778,0 | 1,33 | 4,65 | |||||
| 120-230 | 18,8 | 782,0 | 1,40 | - |
Продолжение таблицы
| Температура, ºС | Теплота сгорания, ккал/кг | Содержание, % масс. | Кислотность, мг КОН на 100мл дисцлята | Иодное число,мг КОН на 100мл дисцил | Фактичесие смолы, мг на 100 мл дистиллята | |||
| начала кристаллизации | вспышки | ароматических углеводородов | общей серы | серы меркаптановой | ||||
| -60 | - | - | - | 0,46 | 0,0037 | 1,32 | - | - |
| -59 | 12,4 | 0,50 | 0,0062 | 1,52 | 4,9 | - |
Таблица 9. Характеристика керосиновых дистиллятов
| Температура отбора, оС | Выход на нефть, % масс. | Плотность ρ20, кг/м3 | Фракционный состав, оС | |||||
| н.к. | 10% | 50% | 90% | 98% | выкипает до 270оС, % | |||
| 150-280 | 21,4 | 809,3 | - | |||||
| 150-320 | 27,6 | 823,0 | - |
Продолжение таблицы
| Температура, оС | Октановое число | Высота некоптящего пламени, мм | Содержание серы, % | Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята | |
| помутнения | вспышки | ||||
| -37 | - | 23,5 | <27 | 0,84 | 2,28 |
| -24 | То же | 1,00 | - | ||
Таблица 10. Характеристика дизельных топлив и компонентов
| Температура отбора, оС | Выход на нефть, % масс. | Цетановое число | Фракционный состав, оС | |||
| 10% | 50% | 90% | 96% | |||
| 150-350 | 32,8 | |||||
| 200-350 | 24,0 | |||||
| 240-320 | 12,4 | |||||
| 230-350 | 19,2 | - | ||||
| 240-350 | 17,6 |
Продолжение таблицы
| Плотность ρ20, кг/м3 | Вязкость, мм2/с. | Температура, оС | Содержание серы, % масс. | ||
| ν20, мм2/с | ν50, мм2/с | застывания | помутнения | ||
| 833,20 | 3,70, | 2,00 | -29 | -15 | 1,20 |
| 848,0 | 5,20 | 2,70 | -17 | -10 | 1,50 |
| 848,8 | 5,50 | 2,80 | -15 | -11 | 1,64 |
| 854,0 | 6,50 | 3,20 | -11 | -8 | 1,68 |
| 857,6 | 7,20 | 3,33 | -10 | -5 | 1,70 |
Таблица 11. Характеристика углеводородов, не образующих комплекс с карбамидом
| Температура отбора, оС | Выход, % масс. | Плотность ρ20, кг/м3 | Показатель преломления n
| Вязкость ν20, мм2/с | Температура застывания, оС | Дизельный индекс | |
| на фракцию | на нефть | ||||||
| 240-350 | 84,7 | 14,9 | 884,2 | 1,4879 | 8,99 | <-60 | - |
Таблица 12. Характеристика углеводородов, образующих комплекс с карбамидом
| Температура отбора, оС | Выход, % масс. | Плотность ρ20, кг/м3 | Показатель преломления n
| Вязкость ν20, мм2/с | Температура застывания, оС | |
| на фракцию | на нефть | |||||
| 240-350 | 15,3 | 2,7 | 785,1 | 1,4409 | - |
Таблица 13. Характеристика сырья для каталитического крекинга
| Температура отбора, оС | Выход на нефть, % масс. | Плотность ρ20, кг/м3 | Молекулярная масса | Вязкость, мм2/с | Температура застывания, оС | Коксуемость, % | |
| ν50 | ν100 | ||||||
| 350-500 | 23,6 | 914,0 | 26,15 | 5,62 | 0,09 |
Продолжение таблицы
| Температура отбора, оС | Содержание, % | Содержание ароматических углеводородов, % | Содержание смолистых веществ | |||||
| серы | смол сернокислотных | парафино-нафтеновых углеводородов | I группы | II и III группы | IV группа | |||
| 350-500 | 2,17 | 7-26 | - | |||||
Таблица 14. Характеристика мазутов и остатков
| Мазут и остаток | Выход на нефть, % | Плотность ρ20, кг/м3 | Вязкость | Температура, оС | Содержание серы, % | Коксуемость, % | |||
| ВУ50 | ВУ80 | ВУ100 | застывания | вспышки | |||||
| Мазут топочный | |||||||||
| 56,5 | 941,3 | - | 7,00 | 3,02 | 3,40 | 10,77 | |||
| Остаток | |||||||||
| выше 300оС | 56,0 | 941,7 | - | 7,10 | 3,08 | 3,42 | 10,90 | ||
| -"-350оС | 47,6 | 953,0 | - | 11,50 | 5,10 | 3,80 | 12,00 | ||
| -"-400оС | 40,8 | 960,0 | - | 26,00 | 7,50 | 4,10 | 13,41 | ||
| -"-450оС | 30,5 | 971,0 | - | - | 35,35 | 4,30 | 15,15 | ||
| -"-500оС | 24,0 | 977,4 | - | - | 105,9 | 4,50 | 15,61 |
Таблица 15. Групповой углеводородный состав дистиллятной части
| Температура отбора, оС | Выход (% на нефть), % | Парафино-нафтеновые углеводороды | Ароматические углеводороды | ||||
| I группа | II III группа | ||||||
| n
| % | n
| % | n
| % | ||
| 28-200 | 26.8 | - | - | - | - | ||
| 200-250 | 7.8 | 1.4435-1.4805 | 1.5035-1.5300 | 1.5309-1.5380 | |||
| 250-300 | 7.8 | 1.4479-1.4790 | 14908-1.5260 | 1.5314-1.5420 | |||
| 300-350 | 8.4 | 1.4490-1.4798 | 1.4912-1.5262 | 1.5316-1.5620 | |||
| 350-400 | 8.8 | 1.4597-1.4832 | 1.4917-1.5268 | 1.5347-1.5780 | |||
| 400-450 | 8.4 | 1.4711-1.4821 | 1.4927-1.5294 | 1.5344-1.5797 | |||
| 450-500 | 6.4 | 1.4740-1.4848 | 1.4942-1.5286 | 1.5338-1.5870 |
Продолжение таблицы
| Температура отбора, оС | Ароматические углеводороды | Промежуточная фракция и смолистые вещества, % | |||
| IV группа | Cумарно,% | Промежуточная фракция и смолистые вещества,% | |||
| n
| % | ||||
| 28-200 | - | - | - | ||
| 200-250 | - | - | - | ||
| 250-300 | - | - | - | ||
| 300-350 | - | - | - | ||
| 350-400 | - | - | - | ||
| 400-450 | - | - | |||
| 450-500 | - | - | |||
Таблица 18. Выход гача при депарафинизации масляных фракций
| Фракция, оС | Выход гача, % | Температура плавления гача, оС | |
| на фракцию | на нефть | ||
| 350 – 450 | 16,0 | 2,5 | |
| 450–500 | 14,0 | 0,9 |
Таблица 19. Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов
| Остаток и смесь углеводородов | Выход, | Плотность r20, кг/м3 | Показатель преломления n 
| М | Вязкость, мм2/с | n50¤ n100 | Индекс вязкости | ВВК | Температура застывания, 0С | Содержание серы, % | Коксуемость, % | ||
| на остаток | на нефть | n50 | n100 | ||||||||||
| Остаток выше 500оС | 100,0 | 24,0 | 977,4 | - | - | - | ВУ100=105,9 | - | - | - | 4,50 | 15,61 | |
| Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации | 12,1 | 2,9 | 878,4 | 1,4623 | – | 75,20 | 13,50 | 5,37 | 0,8058 | –9 | – | – | |
| Нафтено-парафиновые, I группа ароматических углеводородов | 26,3 | 6,3 | 901,5 | 1,4950 | 102,5 | 16,05 | 6,40 | 0,8329 | -12 | – | – | ||
| Нафтено-парафиновые, I и часть II группы ароматических углеводородов | 31,5 | 7,6 | 910,3 | 1,5000 | 129,0 | 18,00 | 7,15 | 0,8424 | -13 | – | – | ||
| Нафтено-парафиновые, I, II, и III группы ароматических углеводородов | 55,4 | 13,3 | 950,3 | 1,5287 | 392,5 | 31,47 | 12,45 | 0,8853 | –16 | 2,80 | 4,29 | ||
| I группа ароматических углеводородов | 14,2 | 3,4 | 948,1 | 1,5092 | 148,1 | 19,84 | 7,46 | – | –16 | – | – | ||
| II группа ароматических углеводородов | 5,2 | 1,3 | 958,7 | 1,5371 | – | 216,5 | 25,47 | – | – | – | – | – | – |
| III группа ароматических углеводородов | 23,9 | 5,7 | 1,012 | 1,5720 | – | – | – | – | – | – | – | – | – |
Таблица 20. Выход петролатума при депарафинизации парафино-нафтеновых и I группы ароматических углеводородов, выделенных из деасфальтированного остатка пронькинской нефти выше 500оС
| Выход петролатума, % масс. | Температура плавления, оС | |
| на остаток | на нефть | |
| 9,2 | 1,7 |
Таблица 21. Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
| Температура отбора, оС | Выход (на нефть) дистиллятной фракции или остатка | Характеристика базовых масел | Содержание базового масла, % | |||||||
| Плотность r20, кг/м3 | Вязкость, мм2/с | n50/ n100 | ИВ | ВВК | температура застывания, оС | на дистиллятную фракцию или остаток | на нефть | |||
| n50 | n100 | |||||||||
| 350 – 450 | 17,2 | 880,3 | 17,25 | 4,52 | — | — | —24 | 60,5 | 10,4 | |
| 450 – 500 | 6.4 | 900,0 | 53,00 | 9,60 | — | — | — 19 | 56,0 | 3,4 | |
| Остаток выше 500 | 24,0 | 910,3 | 29,0 | 18,00 | 7,15 | 0,8424 | —13 | 31,5 | 7,6 |
Таблица 22. Характеристика нефти применительно к получению из нее дорожных битумов (ГОСТ 11954-66)
| Содержание, % | 2,5 П | А + СС | А + СС – 2,5П | ||
| Асфальтенов - А | смол силикагелевых - Сс | Парафина – П | |||
| 2,70 | 11,60 | 4,50 | 11,25 | 14,30 | 3,05 |
| Из нефтей, у которых åА + СС – 2,5П< 0, нельзя получить битум |
Таблица 23. Разгонка (ИТК) пронькинской нефти (смеси) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
| № фракции | Температура выкипания фракции при 760 мм рт. ст., оС | Выход (на нефть), % | Плотность r20, кг/м3 | n
| Молекулярная масса | Вязкость n20, мм2/с | n80, мм2/с | n100, мм2/с | Температура, оС | Содержание серы, % | ||
| отдельной фракции | суммарный | Застывания | Вспышки | |||||||||
| До 28 (газ до С4) | 1,60 | 1,60 | – | – | – | – | – | – | – | – | – | |
| 28—36 | 2,28 | 3,88 | 616,6 | 1,3632 | – | – | – | – | – | – | ||
| 36—72 | 3,05 | 6,93 | 668,7 | 1,3770 | – | – | – | – | – | – | ||
| 72—90 | 2,67 | 9,60 | 695,0 | 1,3910 | – | – | – | – | – | – | 0,03 | |
| 92—108 | 2,69 | 12,29 | 722,9 | 1,4030 | – | – | – | – | – | 0,10 | ||
| 108—125 | 2,88 | 15,17 | 738,0 | 1,4140 | - | - | - | - | - | - | 0,18 | |
| 125—144 | 3,25 | 18,42 | 753,0 | 1,4253 | - | - | - | - | - | |||
| 144—160 | 3,08 | 21,50 | 766,0 | 1,4363 | - | - | - | - | - | - | 0,36 | |
| 160—177 | 3,01 | 24,51 | 778,2 | 1,4363 | 1,25 | 0,84 | - | <–60 | - | - | ||
| 177—196 | 3,05 | 27,56 | 792,3 | 1,4420 | - | 1,80 | 1,00 | - | –50 | - | 0,60 | |
| 196—216 | 3,01 | 30,57 | 805,5 | 1,4470 | 1,99 | 1,27 | 0,78 | –48 | - | - | ||
| 216—236 | 3,17 | 33,74 | 818,5 | 1,4530 | - | 2,70 | 1,40 | 0,90 | –40 | - | 0,94 | |
| 236—255 | 3,29 | 37,03 | 813,2 | 1,4580 | 3,40 | 1,97 | 1,04 | –30 | - | - | ||
| 255—276 | 3,25 | 40,28 | 842,0 | 1,4630 | - | 4,60 | 2,40 | 1,30 | –22 | - | 1,40 | |
| 276—296 | 3,25 | 43,53 | 825,0 | 1,4680 | 5,70 | 2,80 | 1,40 | –14 | - | - | ||
| 296—317 | 3,21 | 46,74 | 862,0 | 1,4720 | - | 8,60 | 3,60 | 1,80 | –5 | - | 1,74 | |
| 317—338 | 3,29 | 50,03 | 870,0 | 1,4793 | 12,20 | 4,30 | 1,93 | - | - | |||
| 338—356 | 3,33 | 53,36 | 878,0 | 1,4840 | - | 20,00 | 5,80 | 2,40 | - | 1,80 | ||
| 356—375 | 3,41 | 56,77 | 888,0 | 1,4900 | 26,60 | 8,47 | 2,86 | - | - | |||
| 375—394 | 3,37 | 60,14 | 1,4960 | - | - | 11,40 | 3,70 | - | 1,97 | |||
| 394—415 | 3,53 | 63,67 | 1,5015 | - | 17,08 | 4,56 | - | - | ||||
| 415—436 | 3,57 | 67,24 | 917,5 | 1,5080 | - | - | 31,00 | 6,40 | 2,20 | |||
| 436—460 | 3,56 | 70,80 | 1,5140 | - | 45,83 | 8,12 | 2,60 | |||||
| 460—500 | 5,20 | 76,00 | 936,8 | 1,5210 | - | 83,32 | 12,03 | 3,00 | ||||
| Остаток | 24,00 | 100,00 | 977,4 | - | - | - | - | - | - | - | - |
Таблица 24. Характеристика остатков разной глубины отбора пронькинской нефти (смеси)
| Выход (на нефть) остатка, % | r20, кг/м | ВУ50 | ВУ80 | ВУ100 | Температура, оС | Коксуемость, % | Содержание серы, % | |
| застывания | вспышки в открытом тигле | |||||||
| 24,00 | 977,4 | - | - | 105,92 | 15,61 | 4,50 | ||
| 29,20 | 972,0 | - | - | 42,51 | - | |||
| 32,76 | 968,6 | - | - | 25,0 | _ | - | ||
| 36,33 | 965,0 | 260,36 | 39,74 | 15,09 | 14,05 | 4,3 | ||
| 39,84 | 961,0 | 213,48 | 29,10 | 9,45 | - | |||
| 43,23 | 957,1 | 165,00 | 20,00 | 5,00 | _ | _ | ||
| 46,64 | 952,9 | 107,70 | 12,73 | 4,02 | _ | - | ||
| 49,97 | 949,8 | 68,88 | 8,64 | 3,97 | 11,53 | 3,65 | ||
| 53,26 | 945,7 | 51,32 | 7,70 | 3,54 | - | - | ||
| 56 47 | 941,3 | 34 68 | 7 00 | 3 02 | - | - | - |
Таблица 27. Определение шифра нефти по ОСТ-38.1197-80 в соответствии с технологической классификации
| Наименование | Значение |
| 1. Содержание серы, % масс. в | |
| нефти | 2,10 |
| бензине | 0,21 |
| реактивном топливе (керосине) | 0,29 |
| дизельном топливе | 1,54 |
| Класс нефти | |
| 2. Выход фракций до 350°С, % масс. | 54,0 |
| Тип нефти | |
| 3. Потенциальное содержание базовых масел, % масс. | |
| нефть | 21,4 |
| мазут | 47,6 |
| Группа нефти | |
| 4. Индекс вязкости масел | |
| Подгруппа нефти | |
| 5. Содержание парафина в нефти, % масс. | 4,5 |
| Температура, °С | |
| начала кристаллизации авиакеросина | -37 (температура помутнения) |
| застывания дизельного топлива | -29 |
| застывания базовых масел | |
| маловязкого | - |
| средневязкого | |
| высоковязкого | -19 |
| Вид нефти | |
| Шифр нефти | 3.2.2.1.2 |
Техническая классификация в соответствии с ГОСТ Р 51858−2002
| Наименование | Значение |
| 1. Класс нефти по содержанию серы | |
| Содержание серы, % масс. в нефти | 2,1 |
| Класс нефти | |
| 2. Тип нефти | |
| Нефть для экономики | |
| Плотность, кг/м3 при 20оС | 846,3 |
| 15 оС | 850,0 |
| Тип нефти для экономики | |
| Нефть для экспорта | |
| Содержание фракций, выкипающих до 200 оС, % масс. | 28,4 |
| 52,4 | |
| Массовая доля парафина, % масс. | 4,5 |
| Тип нефти для экспорта | |
| 3. Группа нефти по степени подготовки | |
| Содержание воды, % масс. | менее 0,5 % масс.* |
| Концентрации хлористых солей, мг/дм3 | менее 300 |
| Упругость паров, мм рт. ст. | |
| Группа по степени подготовки | |
| 4. Вид нефти по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов | |
| Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm) | |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ppm) | |
| Вид нефти | |
| Шифр пронькинской нефтесмеси для экономики | 1.1.2.2 |
| Шифр пронькинской нефтесмеси для экспорта | 1.0э.2.2 |