Получение синтетического каучука

 

М		Фракционный состав, °С, при					Анилиновая точка, °С		Содержание серы, %		Дизельный индекс		Кислотность мг КОН на 100 мл
		н.к.	10 %	50 %	90 %
Нефть скважины № 14
1	187	180	222	255	300	68				593		_
2	192	200	232	255	290	70		—		60,2		—
3	205	200	242	268	308	72		—		60.0		—
4	202	210	245	267	320	73		— .		59,7		—
Нефть скважины № 15
5	191	180	220	237	285	66		0,02		63		. -.
6	202	200	226	245	275	67		0.082		64
7	204	200	. 226	246	285	69		0.087		65		6,9
8	208	245	252	27S	285	76		0,088:		69		7.2

 

Наиболее тяжелой и вязкой является нефть из скважины, № 29. Нефть из девонских отложений (скв. № 15, интервал перфорации 5647—5754 м) по своим характеристикам существенно отличается от нефтей других горизонтов. Она маловязкая, легкая, малосмолистая, низкозастывающая, парафинистая, малосернистая, в ней высоко потенциальное содержание фракций до 350 °С. Основу углеводородного состава широкой бензиновой . фракции н. к.—200 °С составляют парафинистые углеводороды. Легкие фракции нефтей из скважин № 14,15 (н. к,— 120 °С, н. к:—150 °С) по своим показателям, кроме кислотности, могут служить прямогонными компонентами авиа- и автобензинов.

Фракции н. к,—180°С и н. к. —200°С после соответствующей очистки могут служить в качестве растворителей для лакокрасочной промышленности.

Фракция реактивного топлива (120—240°С) нефти из скважины № 15 имеет низкую температуру начала кристаллизации, обладает хорошими фотометрическими свойствами, малосернистая, однако из-за малой вязкости и низкой плотности не отвечает требованиям ГОСТа 10227—62 на реактивное топливо.

Керосиновые фракции из нефти других скважин содержат повышенное количество общей серы, не соответствующее требованиям ГОСТа. По остальным физико-химическим характеристикам они отвечают, требованиям ГОСТа 10227—86 на реактивное топливо ТС-1 или РТ или требованиям ГОСТа 305—82 в качестве прямогонных компонентов зимних дизельных топлив марки 3, при необходимости — требованиям ГОСТа 4753—68 на осветительный керосин 30.20.

 

Таблица 16

Физико-химическая характеристика масляных дистиллятов и базовых масел (скв. № 15)

 

Показатели	Фракция 350—450 °С		Фракция 450 °С
	1	2	1	2
Выход на нефть, %	18,75	15,73	18,3	9,8
	0,8379	0,8680 '	0,8978	0,86'
Молекулярная масса	320	243	584	354
Вязкость, мм2/с, при:
50 °С	7,13	6,40	173,5	24,9'
100 °С	3,50	2,41	38,0	6,97
Индекс вязкости	—	133	—	139
Температура застывания, °С	0	-25	40	-23
Содержание серы, мае. %	0,69	0,85	0,96	0,2*
Структурный групповой
состав, %:
СП	71,7	56	—	60,'»
Сн	23,15	27	—	37,1
СА	9,62	17	—	1,91
Кп	0,90	1,44	—	0,81
Кн	0,63	0,93	—	0,7 1
Ко	0,275	0,51	—	0',0К

 

Примечание. 1 — исходная фракция, 2 — базовое масло.

 

Дизельные дистилляты нефти (скв. № 14) сернистые и низко застывающие. Фракция 180—350°С по основным характеристикам отвечает требованиям ГОСТа 305—82 на зимнее топливо. Остальные дизельные дистилляты могут быть использованы как летнее дизельное топливо после соответствующей очистки (содержание серы более 0,5 % и завышенная кислотность 5 %). Из числа аналогичных дистиллятом нефти (скв. № 20) фракция 200—320°С отвечает требованиям на зимнее топливо, а другие могут быть использованы, согласно ГОСТу 305—82, в качестве летнего дизельного топлива. Значительно отличаются дизельные дистилляты из нефти скважины № 15, они малосернистые, имеют низкую температуру застывания. По основным физико-химическим характеристикам (вязкости, температур застывания, фракционному составу и др.) фракции 200—320°С, 200—350°С отвечают требованиям холодной климатической зоны, а фракций 240—350°С — на летнее дизельное топливо для дизелей общего назначения.

 

Таблица 17

Характеристика остатков нефти

 

Остаток, °С, выше	Выход на нефть, %		Вязкость, мм2/с, при		М		Температура,				Содержание серы, %			Коксуемость, %
			50°С	80°С			засгыва-ния		вспышки
Нефть из скважины № 15
240	52,7	0,8603	12,17	5,43	282		9		120			0,71			О,1'1
280	45,8	0,8699	15,23	6,47	302		14		145			0,80			0,с
320	40,6	0,8736	26,83	10,57	331		17		160			0,82			0,7<>
350	27,05	0,8771	41,33	14,67	396		20		185			0,86			«с
400	27,05	0,8856	62,28	19,22	502		25		215			0,94			1
450	18,3	0,8978	173,5	38,90	584		40		262			0,96			2
Нефть из скважины № 14
200	73,5	0,8840	17,8	7,7		289		-12		130						2,7
280	61,0	0,9091	38,98	13,88		311		-5		165			1,16			2,8
320	54,2	0,9150	67,83	20,46		347		10		180			—			2,9
350	48,5	0,9163	71,15	23,36		439		15		200			1,03			3,1
400	40,0	0,9322	145,60	36,98		483		20		230			1,35			3,6
450	31,5	0,9436	404,22	77,30		530		24		245			1,15			4,6

 

Таблица 18

Групповой углеводородный состав выкипающих и остаточных фракций

 

Температура отбора, °С	Содержание углеводородов, %						Промежуточные фракции и смолы,%
	парафино-нафтено- вых	ароматических
		I группы	II и III группа	IV группы	всего
Нефть из скважины № 29

 

200—250	84,5 -	10,0	4,7	—	14,7	0,8
250—300	80,1	4,9 .	14,3	—	19,2	0,7
300—350	79,1	8,3	10,4	—	18,7	1,6
350—400	67,04	6,2	19,89	5,87	31,96	1,0
400—450	64,43	4,68	15,98	14,10	34,76	0,81
Остаток выше 450	46,06	4,14	19,74	18,06	41,94	12,0
Нефть из скважины № 15
200—250	89,6	9,2	0,3	—	9,5	0,9
250—300	88,9	8,2	2,8	—	11,0	0,1
300—350	86,4	7,6	5,4	—	13,0	0,6
350-450	74,82	5,18	19,33	—	24,51	0,67
Остаток выше 450	69,71	4,22	24,87	0,98	30,07	0,22

 

Карбамидной депарафинизацией из фракций 200—320 °С и 200 > 350 °С могут быть получены компоненты арктического дизельного топлива, при этом выход парафинов составляет 9,3—9,8 %. Исследовании показали, что жидкие парафины состоят из н-алканов С11—C16.

Вакуумный дистиллят маловязкий (см. 16.). Парафино-нафтеновые углеводороды в нем составляют 74,8, ароматические — 24,51 % значительная часть последних приходится на углеводороды II и III гр (19,33 %).

Остаточные базовые масла характеризуются высокими индекс вязкости (смотреть  таблицу 16). Остатки нефти имеют малую плотность и коксуемость, но довольно высокую температуру застывания [4].

 

2.2 Шифр нефти месторождения

 

Классификация нефти является базой, которая позволяет предопределить ассортимент и качество продуктов, подобрать наилучшие условия переработки тех или иных нефти. С того момента, как добыча нефти и ее переработка вышли на промышленный уровень, классификация нефти претерпевала изменения и дополнения. Химическая классификация основана на групповом составе нефтей. По этой классификации различают следующие нефти: метановая; нафтеновая; метано-нафтеновая; ароматическая; метано-нафтено-ароматическая; нафтено-ароматическая. Существует промышленная классификация, основанная на плотности нефти. В этой классификации выделяют 3 типа нефти: легкие, чья плотность ниже 0,878 г/см3; утяжеленные — от 0,878 до 0,884 г/см3; тяжелые — выше 0,884 г/см3

Широкое распространение имела также технологическая классификация нефти. Согласно этой классификации нефть подразделяется на три класса по содержанию серы (I<II<III), три типа по выходу фракций, прогоняющихся до

350С (Т1>Т2>Т3), четыре группы по  потенциальному содержанию базовых масел (М1>М2>М3>М4), две подгруппы по индексу вязкости (И1>И2) и три вида по содержанию твердого парафина (П1<П2<П3). В целом нефть характеризуется шифром, составляемым последовательно из обозначения класса, типа, группы, подгруппы и вида, которым соответствует данная нефть.

Изучив физико-химические свойства нефти месторождения Карачаганак, были сделаны следующие выводы:

По содержанию серы: до 2% сернистая. По выходу светлых фракций, пере прогоняющихся до 3500С: 40%. По потенциальному содержанию базовых масел: 13,8%. В зависимости от значения индекса вязкости (ИВ) базовых масел: 121. По содержанию твердых алканов (парафинов): 6,96 %.

 

Таблица 19

Шифр нефти месторождения Карачаганак

 

Класс	Тип	Группа	Подгруппа	Вид
II	T2	M₄	И3	П3
2%	40%	13,8%	121%	6,96