Характеристика нефтей Оренбургской области




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 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 ν50, мм2 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 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 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 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 n80, мм2 n100, мм2 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

 



Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2019-04-04 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: