Элементный и фракционный состав нефти

Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жид-

кость легче воды от светло-коричневого до черного цвета со специфи-

ческим запахом.

С позиций химии нефть – сложная исключительно многокомпо-

нентная 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 неф-

ти различных месторождений весьма разнообразны. Поэтому обсужде-

ние 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, ред-

ко 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 многоком-

понентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соеди-

20

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 отдель-

ные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью.

Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами.

В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные неф-

тяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся темпера-

туре 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 ректи-

фикационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011–85).

Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и по-

строить по результатам фракционирования так называемую кривую

истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура – вы-

ход 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 на-

чала 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 получе-

ния товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных

топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соот-

ветствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный

состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по

фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержа-

нию 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 месторож-

дения 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-

21

лых составляет всего 18,8 %. Подробные данные о фракционном со-

ставе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике

«Нефти СССР».