Нафта та нафтопереробка

ПЛАН

ВСТУП

Нафта – це пальна масляниста рідина зі специфічним запахом, розповсюджена в осадовій оболонці Землі і яка є найважливішою корисною копалиною. [8]

Найголовнішою властивістю нафти, які принесли їй світову славу виняткових енергоносіїв, є її здатність виділяти при згорянні значну кількість тепла. Нафта і її похідні володіють найвищою серед усіх видів палив теплотою згоряння. Теплота згоряння нафти – 41 МДж/кг, бензину – 42 МДж/кг.

Сира нафта звичайно не застосовується. Для одержання з нафти технічно цінних продуктів її піддають переробці.

Первинна переробка нафти полягає в її перегонці. Перегонку здій­снюють на нафтопереробних заводах після відділення з нафти супутніх газів. У процесі перегонки нафти одержують світлі нафтопроду­кти: бензин, лігроїн, гас, газойль — солярове масло, а в залишку — в'язку чорну рідину — мазут.

Мазут піддають подальшій переробці. Його переганяють під змен­шеним тиском (щоб попередити розкладання) і виділяють мастила: веретенне, машинне, циліндрове та ін. З мазуту деяких сортів наф­ти виділяють вазелін і парафін. Залишок мазуту після відгону нази­вають нафтовим пеком або гудроном.

Продукти перегонки нафти мають різне застосування.

Бензин у великих кількостях використовують як авіаційне й автомобільне пальне.

Лігроїн служить пальним для дизельних двигунів, а також роз­чинником у лакофарбовій промисловості. Велику кількість його переробляють на бензин.

Гас застосовують як пальне для реактивних і тракторних двигу­нів, а також для побутових потреб.

Солярове масло використовують як моторне пальне, а мастила — для змащення механізмів.

Вазелін використовують у медицині.

Парафін застосовують для одержання вищих карбонових кислот, для просочення деревини у виробництві сірників і олівців, для виго­товлення свічок, гуталіну і т. д.

Гудрон — нелетка темна маса, після часткового окислення його застосовують для одержання асфальту.

Мазут, крім переробки на мастила і бензин, використовують як котельне рідке пальне.

Мастила, які виділяються під час перегонки мазуту, називають мінеральними (нафтовими) маслами на відміну від синтетичних масел, які одержують штучно (хоча всі масла є сумішами органічних сполук).

Нафтопродукти люди застосовують у всіх сферах життя, тому важливість нафти у повсякденному житті людини важко переоцінити.

РОЗДІЛ 1. ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА НАФТИ

1.1 НАФТА, ЇЇ ПОХОДЖЕННЯ ТА РОЗПОВСЮДЖЕННЯ

Нафта – це горюча рідка корисна копалина, складна суміш, головним чином складається з вуглеводів, з домішкою органічних сірчистих, азотних та смолистих речовин. Нафта являє собою маслянисту рідину червоно-коричневого, іноді майже чорного кольору; зустрічається слабозафарбована у жовто-зелений колір та іноді зовсім безкольорова нафта. [11]

Нафта – це продукт природного розкладання органічних залишків живих організмів у товщі земної кори. Під дією температури і тиску в присутності каталізаторів органічні речовини перетворилися на суміш рідких вуглеводнів різної будови і їхніх сполук з іншими елементами. [12]

Нафта – це пальна масляниста рідина зі специфічним запахом, розповсюджена в осадовій оболонці Землі і яка є найважливішою корисною копалиною. [8]

Існує ряд думок як про вихідні для нафти речовини, так і про причини і процеси, що обумовлюють її утворення. Більшість дослідників в прихильниками гі­потези органічного походження нафти. За цією гіпотезою, нафта — продукт складних перетворень у земній корі рослинних і тваринних залишків, похованих в осадках давніх морів. Припуска­ють, що в процесі ущільнення донних морських осадів розсіяні в материнських породах нафто­ві вуглеводні видавлюються разом з водою і переміщуються у пористі породи — колекто­ри. Різниця в матеріалі, з якого утворюва­лась нафта, надалі могла бути однією з причин утворення різних видів нафти. Існують також припущення, що нафта — продукт реакцій неор­ганічного синтезу, які відбуваються в глибо­ких зонах земної кори та у верхній частині мантії Землі. За іншими гіпотезами, наф­тові вуглеводні належать до первинної кос­мічної субстанції (поряд з залізом, силікатами і водою), яка ввійшла до складу земної кулі під час формування планет сонячної системи.

Т.Л. Гинзбург-Карагічева, що відкрила присутність у нафті різноманітних мікроорганізмів, привела у своїх дослідженнях багато нових, цікавих зведень. Вона установила, що в нафтах, що раніше вважалися отрутою для бактерій, на великих глибинах йде кипуче життя, що не припинялося мільйони років підряд. Цілий ряд бактерій живе в нафті і харчується нею, змінюючи, таким чином, хімічний склад нафти.

Академік И.М.Губкін у своїй теорії нафтоутворення додавав цьому відкриттю велике значення. Т.Л. Гинзбург-Карагічевой установлено, що бактерії нафтових шарів перетворюють різні органічні продукти в бітумінозні. Під дією ряду бактерій відбувається розкладання органічних речовин і виділяється водень, необхідний для перетворення органічного матеріалу в нафту.

Академіком Н.Д.Зелінським, професором В.А.Соколовим поруч з іншими дослідниками велике значення в процесі нафтоутворення надавалось радіоактивним елементам. Дійсно, доведено, що органічні речовини під дією альфа-променів розпадаються швидше і при цьому утворюється метан і ряд нафтових вуглеводнів. Академік Н.Д.Зелінський і його учні установили, що велику роль у процесі нафтоутворення грають каталізатори.

У більш пізніх роботах академік Н.Д. Зелінський довів, що вхідні до складу тваринних і рослинних залишків пальмитова, стеаринова й інша кислоти при впливі хлористого алюмінію в умовах порівняно невисоких температур (150-400о) утворять продукти, по хімічному складі, фізичним властивостям і зовнішньому вигляду схожі на нафту. Професор А.В. Фрост установив, що замість хлористого алюмінію - каталізатора, відсутнього в природі, - його роль у процесі нафтоутворення грають звичайні глини, глинисті вапняки й інші породи, що містять глинисті мінерали.

В даний час установили, що нафта органічного походження, тобто вона, як і вугілля, виникла в результаті перетворення органічних речовин.

Нафта здатна переміщуватися разом із своїми супутниками (вуглеводневими газами і водою) по тріщинах, розривах і пористих породах. Потрапляючи в природні пастки (перегини складок, виклинювання пористої верстви тощо), нафта скупчуєть­ся в них, тобто утворюються її родовища, що можуть бути об'єктом промислової експлуатації. Родовища нафти звичайно містяться в пісках, пісковиках і пористих або кавернозних вап­няках (в поровому просторі осадових порід), а також у порожнинах і тріщинах щільних кристалічних та метаморфічних порід. Обов’язковими супутниками нафти є газ і мінералізо­вані води. В межах окремого родовища можна спостерігати чергування нафтоносних і водо­носних верств, перемежованих верствами не­проникних, здебільшого глинистих порід. Ро­довища нафти зустрічаються в будь-яких за віком геологічних формаціях, які містять пористі породи. Промислові поклади нафти трапляються навіть у зонах тріщинуватості кристалічних докембрійських порід. [12]

1.2 ФІЗИЧНІ ТА ХІМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ НАФТИ ТА ЇЇ КЛАСИФІКАЦІЯ

До складу нафти входять насичені вуглеводні (парафіни), ароматичні вуглеводні, нафтени, а також органічні сполуки, що містять азот, кисень, сірку, деякі метали (залізо, ванадій, кобальт, мідь тощо). Залежно від геологічних і геохімічних особливостей родовищ нафти відносний вміст у ній вуглеводнів, сірчистих спо­лук і нафтових смол неоднаковий. Найпрості­шими природними сумішами вуглеводнів є нафтові гази, у складі яких переважають газо­подібні парафіни (метан, етан, пропан, бутани — нормальний та ізобутан). Природна нафта — густа масляни­ста флуоресціююча ріди­на, кольору від темно-бурого до чорного.

За складом нафта — складна суміш вуглеводнів різної молекуляр­ної маси, головним чином рідких (в них розчинені тверді і газоподібні вуглеводні). Звичайно ці вуглеводні парафінові, ароматичні, циклоалкани, співвідношення яких в нафтах різних родовищ змінюється в широких межах. Крім вуглеводнів, нафта містить оксиген-, сульфур- і нітрогеновмісні органічні сполуки.

Залежно від переважного вмісту вуглеводнів того чи іншого кла­су в нафтовій фракції з температурою кипіння 250-300 °С розріз­няють такі основні види нафти:

1) метанова нафта, яка складається переважно з нерозгалужених алканів;

2) нафтенова нафта, яка складається в основному з циклічних неароматичних вуглеводнів — циклоалканів, або нафтенів;

3) змішана нафта, яка включає суміш алканів, нафтенів і ароматич­них вуглеводнів. Змішана нафта зустрічається найчастіше.

Усі види нафти мають домішки нітроген- і сульфурвмісних органічних сполук. [12]

Також існує класифікація нафти, в основу якої покладено такі ознаки:

· щільність;

· груповий склад фракцій, що википають при температурі до 250-300°С;

· технологічна класифікація за потенційним вмістом основних компонентів.

Щільність нафти, як уже вказувалося, перебуває в межах 780 . 1040 кг/м3. Нафту щільністю нижче 900 кг/м3 називають легкою, вище 900 кг/м3 — важкою. У важких нафтах містяться в основному циклічні вуглеводні.

Колір нафти залежить від її щільності: світлі нафти мають меншу щільність, чим темні. А чим більше в нафті смол і асфальтенів, тим вище її щільність.

При видобутку нафти важливо знати її в'язкість. Розрізняють динамічну і кінематичну в'язкість. Динамічною в'язкістю називається внутрішній опір окремих часток рідини руху загального потоку. У легкій нафті в'язкість менше, ніж у важкій. При видобутку і подальшому транспортуванні важкі нафти підігрівають.

Речовини, що входять до складу нафти, залежно від хімічної структури і розмірів молекул, характеризуються різною температурою кипіння, в залежності від якої вони поділяються на фракції-групи речовин, що википають із суміші при визначених температурах.

В основу хімічної класифікації нафти покладений груповий склад фракцій. Нафту відносять до класу парафінових, нафтенових або ароматичних, якщо в ній має перевагу відповідний ряд вуглеводнів.

Технологічна класифікація передбачена стандартом, будується з урахуванням складу нафти і потенційного вмісту в ній основних компонентів. [10]

1.3 ВИДОБУТОК НАФТИ ТА ЇЇ ТРАНСПОРТУВАННЯ

Видобуток нафти – галузь нафтової промисловості, яка видобуває нафту та газ, що її супроводжує з надр за допомогою бурових свердловин. Це сукупність технологічних прийомів видобування з земних надр нафти та супутніх їй газів, збирання цих продуктів і попереднього очищення їх від води та твердих домішок.

Задачами видобутку нафти є:

· раціональна розробка нафтових залягань найбільш сучасними засобами, з мінімальними затратами енергії та праці;

· організація збору та попередньої обробки видобутої сировини з найменшими втратами нафти та газу.

Нафта залягає у нафтовмісних пластах (пе­реважно піщаних), які часто містять ще й наф­тові води та нафтовий газ. Газ заповнює верх­ню частину пласта, утворюючи так звану газову шапку, нафта підстеляє газ, вода — нафту. В більшості нафтоносних пластів нафта пере­буває під так званим пластовим тиском, який зумовлюється:

а) тиском води, що оточує нафту;

б) тиском газу у газовій шапці;

в) тис­ком газу, розчиненого у нафті;

г) вагою нафти.

Відповідно розрізняють такі режими нафто­носних пластів:

а) водонапірний (найбільш сталий, нафтовіддача 60—90%);

б) газонапір­ний (нафтовіддача 30—60%);

в) режим роз­чиненого газу (нафтовіддача 20—40%);

г) гра­вітаційний (з малою нафтовіддачею).

В при­родних умовах найчастіше трапляються плас­ти зі змішаним режимом. Нафтоносні пласти розробляють головним чином буровими свердловинами, до яких нафта надходить внаслідок різниці між пластовим тиском і тиском у вибої свердлови­ни (незначну кількість нафти видобувають шахтним і відкритим способами). Розрізняють три способи експлуатації свердловин: фон­танний, компресорний і глибинонасосний.

При фонтанному способі використо­вують природне фонтанування нафти з сверд­ловини, яке відбувається тоді, коли пластовий тиск перевищує тиск стовпа газованої нафти у свердловині. Щоб зменшити втрати тиску, устя свердловини герметизують спеціальною арматурою. Арматура має труби з засувками, за допомогою яких струмінь нафти спрямо­вують у герметизовані баки — трапи, де нафту відділяють від газу. Добовий дебіт свердловини при фонтанному способі іноді стано­вить 400—500 т. Видобування нафти фонтан­ним способом, найбільш дешевим, простим і продуктивним, становить понад половину сві­тового її видобутку.

З пластів, тиск яких недостатній для природного фонтанування, нафту видобувають за допомо­гою компресорів і насосів. При компресорному способі у свердловину по трубах (ліфтах) нагнітають стиснений до 40—50 атм. нафтовий газ (спосіб газліфт) або повітря (спосіб ерліфт), які, змішуючись з нафтою, зменшують її вагу, і свердловина починає фонтанувати. Найпоширеніші дворядні ліфти (рис. 1.1) з концентричним розміщенням труб.

Компресорний спосіб застосовують головним чином для видобування нафти з великим вмістом піс­ку, а також при експлуатації викривлених свердловин.

Рис. 1.1. Схема роботи газліфтів.

а – дворядна, б – півтора рядна, в - однорядна

При глибино-насосному способі нафту видо­бувають за допо­могою станка-качалки, яка через систе­му штанг приводить в дію насос, зануре­ний у свердловину. За добу станок-качалка викачує з пласта в середньому до 10 т нафти. Поряд з штанговими засто­совують відцентрові занурені насоси з приводом від ви­бійного електродви­гуна. Глибинонасос­ний спосіб — найпо­ширеніший (за кіль­кістю свердловин) спо­сіб нафтовидобуванні.

Щоб під­вищити нафтовидобування, застосовують способи штучного підтримування пластового тиску, за якими через нагнітальні свердловини в пласт під тис­ком накачують воду або газ. Нагні­тальні свердловини найчастіше розміщують за схемою так званого законтурного за­воднення (за межами нафтових покладів, тобто за контуром нафтоносності, рис. 1.2). Заводнення буває також приконтурне і внутріконтурне. Якщо ширина нафтових покладів перевищує 8—10 км, засто­совують комбіноване заводнення. Для збіль­шення проникності нафтовмісних пластів у привибійній зоні у свердловину накачують в'язку рідину під великим тиском (метод гідравлічного розривання пласта), підривають у вибої вибухову речовину, обробляють вибій кислотами тощо.

На виснажених родовищах для видобування залишків нафти застосовують вторинні методи нафтовидобування. Найпоширеніші з них (площове заводнення і площове накачуван­ня газу) полягають у розосередженому на­гнітанні води або газу у поклади по всій площі їхньої нафтоносності. Якщо поклади дуже обводнені, тоді застосовують форсоване від­бирання пластової рідини потужними насос­ними агрегатами. Попередньо очищену на нафтопромислах нафту по нафтопроводах пере­качують у нафтосховища. Процеси нафтовидобування знач­ною мірою автоматизовані і механізовані.

Рис. 1.2. Схема за контурного заводнення

1 – контур нафтоносності; 2 – експлуатаційні свердловини; 3 – нагнітальні за контурні свердловини.

Сира нафта безпосередньо не використовується. Для отримання з неї технічно цінних продуктів, головним чином бензину, моторних мастил, сировини для хімічної промисловості, її необхідно переробити. [12]

РОЗДІЛ 2. НАФТОПЕРЕРОБКА

2.1 ОСНОВНІ ТЕХНОЛОГІЧНІ ПРОЦЕСИ ПЕРЕРОБКИ НАФТИ

Нафтопереробка – сукупність технологічних прийомів, які застосовуються для отримання товарних продуктів з сирої нафти.

Основні технологічні процеси переробки нафти складаються з наступних операцій:

1) обезвожування та обезсолювання;

2) стабілізація;

3) перегонка;

4) крекінг;

5) очистка.

2.1.1 Обезвожування, обезсолювання та стабілізація нафти

Видобута з надр нафта зазвичай містить сильномінералізовану бурову воду. Перегонка такої нафти складна та невигідна. Від бурової води та механічних домішок нафта може бути очищена тривалим відстоюванням у резервуарі. Підігрів знижує в'язкість нафти та пришвидшує відстоювання води. У багатьох випадках суміш нафти та бурової води створює стійку емульсію. Деемульгування нафти успішно відбувається термохімічним чи електричним способами. При термохімічному методі в емульсовану нафту вводяться при температурі 50о-70 оС деемульгатори, наприклад натрієві солі сульфокислот. Більше застосування отримав електричний метод, заснований на дії електричного поля високої напруги на емульсію; в результаті чого відбувається швидке відокремлення води від нафти.

Добута нафта містить розчинені гази – метан та його гомологи. При транспортуванні нафти та її зберіганні розчинені гази випаровуються, але забирають із собою і більш важкі вуглеводні. Для того, щоб завадити цьому застосовується герметизація нафтосховищ чи обладнуються резервуари з плаваючими кришками тощо. Гази та легкі бензинові фракції в подальшому переробляються на газобензинових установках з отриманням так званого газового бензину та зжиженого сухого газу. [11]

2.1.2 Пряма або фракційна перегонка нафти

Практично вся сира нафта після попереднього очищення піддається перегонці на фракції, фракційна перегонка заснована на різниці в температурі кипіння окремих фракцій вуглеводнів, близьких за фізичними властивостями.

Кипіння суміші починається при температурі, рівній середній температурі кипіння складових частин. При цьому в пароподібну фазу переважно переходять низькокиплячі компоненти, а в рідкій залишаються висококиплячі. Якщо пароподібну фазу, що утворилася, відвести й остудити, з неї конденсується рідка фаза. У цю фазу перейдуть переважно висококиплячі компоненти, а в пароподібній фазі залишаться переважно леткі компоненти.

Таким чином з вихідної суміші одержують три фракції. Одна з них, що залишилася рідкою при кипінні, містить переважно висококиплячі компоненти; друга, що сконденсувалася. має склад, близький до складу вихідної суміші; третя, пароподібна, містить переважно низькокиплячі компоненти.

За рахунок однократних або багаторазових процесів кипіння і конденсації отриманих фракцій можна домогтися досить повного поділу низько- і висококиплячих компонентів. Така перегонка дозволяє розділити нафту на фракції за температурами їхнього кипіння.

Технологічний процес перегонки складається з чотирьох операцій:

· нагрівання суміші,

· випаровування,

· конденсації,

· охолодження отриманих фракцій.

Нагрівання нафти і нафтопродуктів здійснюються в трубчастих печах, поділ сумішей на фракції проводиться в ректифікаційних колонах (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Ректифікаційна колона:

1- шолом;

2- тарілки;

3- люки для огляду;

4- переливна труба;

5- з’єднувальна труба;

6- каскадні тарілки кипіння 105-220 оС

Нагріту суміш подають у нижню частину колони. Тиск у колоні нижче, ніж у трубках печі, тому суміш закипає і розділяється на дві фази: пароподібну і рідку. Рідкі продукти стікають униз, а нари піднімаються нагору по колоні.

У верхню частину колони подається рідина, що зрошує, флегма — легка фракція, що протікає вниз з тарілки на тарілку по переливних патрубках. Пари, що знизу піднімаються, підходять під ковпак і барботують через шар рідини на тарілці. Зустрічаючись з гарячими парами, що піднімаються, рідина що зрошує колону, нагрівається і частково випаровується. Пари, віддаючи їй тепло, конденсуються (конденсат стікає в нижню частину колони). Цей процес багаторазово повторюється по усій висоті колони на ко­жній тарілці. Таким чином, на кожній тарілці утвориться флегма визначеного фракційного складу, а до верху колони доходять пари найбільш легкої фракції. Внизу колони збирається рідина, що містить найбільш важкі фракції.

Продукти прямої перегонки нафти умовно розділяють на три групи: паливні фракції, масляні дистиляти і гудрон. Найбільш цінна масляна фракція — бензинова (температура кипіння до 180—200 °С). Вихід бензинів при прямій перегонці нафти становить тільки 3—15 %. Наступна масляна фракція — лігроїни.

Звичайно вихід лігроїнової фракції становить 7—10 %. Вихід керосинів— ще однієї масляної фракції з температурою кипіння 140—330 °С. Далі відокремлюється газойль (температура кипіння 180—400 °С) з виходом 7—15% і, нарешті, мазут (температура кипіння вище 300 °С, містить, крім вуглеводнів, парафін, маслянисті і смолисті речовини), вихід якого найбільший — 50—60%.

Масляні дистиляти відокремлюються при температурі 350— 550 °С і складаються з вуглеводнів, головним чином, циклічної будови з нафтеновими або ароматичними ядрами і приєднаними до них парафіновими радикалами. Вихід масляних дистилятів з нафти становить 20—25 %.

Гудрон складається зі смолистих речовин, парафінів і важких вуглеводнів циклічної будови, вихід його залежить від повноти .відгону мастил і звичайно становить 15—30 %.

Таким чином, первинна переробка нафти дає лише грубі фракції порівняно невисокого виходу і низької якості. Тому більшість з цих фракцій піддають додатковій вторинній термічній переробці. [4]

2.1.3 Крекінг нафтопродуктів

Крекінг нафтопродуктів полягає в розщепленні довгих молекул вуглеводів, що входять у висококиплячі фракції, на більш короткі молекули легких, низько киплячих продуктів.

Термічний крекінг. Первинний прямий перегін нафти дає порівняно мало бензину – 4-25% з різних нафт. Збільшення виходу бензину досягається застосуванням вторинної переробки більш важких нафтових фракцій, а також мазуту за допомогою методів деструкції, що дозволяє підвищити вихід бензину в кілька разів.

У залежності від виду сировини і необхідної якості одержуваної продукції в нафтопереробній промисловості застосовують різні технологічні способи переробки сировини.

Без застосування каталізаторів: термічний крекінг у рідкій і паровій фазах, піроліз, коксування, окиснювальний крекінг і окиснювальний піроліз.

Із застосуванням каталізаторів: каталітичний крекінг, гідрогенізаційний крекінг (деструктивна гідрогенізація), каталітична ароматизація (дегідрогенізаційний крекінг).

В основі цих методів лежать процеси перетворення вуглеводнів, що складають нафту чи нафтопродукт, під впливом нагрівання до температур 400-700 °С и вище і при різному тиску, у результаті чого одержують газоподібні, рідкі і тверді продукти.

Термічний крекінг здійснюється в двох основних варіантах: у рідкій фазі (тиск 2-7 МПа, температура 450-500 °С) і в паровій фазі (тиск 0,2 - 0,5 МПа, температура 550-600 °С). При рідкофазному крекінгу більший вихід бензину і менше газу, ніж при парофазному крекінгу.

Крекінг нижчих алканів і прямогінних бензинів, у складі яких є рідкі алкани, може служити джерелом одержання ненасичених вуглеводнів, тому що вони піддані в цих умовах в основному реакціям дегідрування. Середні і вищі алкани в умовах крекінгу розщеплюються на граничні і неграничні вуглеводні з меншою молекулярною масою.

Константа швидкості реакції крекінгу алканів при одній і тій же температурі росте зі збільшенням їхньої молекулярної маси. Тому для досягнення однакової глибини перетворення важкої нафтової сировини потрібно менше часу, ніж при крекінгу легких фракцій.

Механізм крекінгу олефінів досить складний, оскільки одночасно протікає реакції розкладу і синтезу. Реакції розкладу починаються лише при температурах вище 425 °С. Як і при крекінгу алканів первинною реакцією розкладання олефінів є насичені та ненасичені вуглеводні, або водень і діолефін.

Нафтени більш стабільні за алкани. Розщеплення протікає за радикальним неланцюговим механізмом. Можливо також протікання реакції гідрогенізації нафтенів з послідовним утворенням з циклогексану, наприклад, спочатку циклоолефінів, потім циклодіолефінів і бензолу. У нафтенів з довгими бічними ланцюгами відбувається при крекінгу їхнє укорочення (деалкіліровання). Біциклічні нафтени піддаються дециклізації.

Ароматичні вуглеводні найбільш стійкі до дії високих температур. Для них характерні реакції ущільнення, що йдуть без розкриття бензольного кільця, і тому арени можуть накопичуватися при крекінгу в продуктах реакції в міру збільшення глибини перетворення. Алкіли-бензоли розщеплюються по b-зв'язку С-С бічних ланцюгів і тому при термічному крекінгу алкілів-бензолів бензол не утворюється. Для аренів з довгими бічними ланцюгами можливі і реакції деалкілування, тобто укорочення бічного ланцюга за рахунок розриву С-С зв'язку.

При крекінгу нафтової сировини в результаті складних реакцій полімеризації і поліконденсації з олефінів і аренів на стінках реакційних апаратів з'являються відклади нафтового коксу чи карбоїдів, що небажано.

Внаслідок того, що в практиці крекінгу піддаються складні суміші і виходять продукти дуже складного хімічного складу, важко встановити безпосередній зв'язок між компонентами сировини й одержуваними продуктами. Швидкість крекінгу в однакових умовах зростає з підвищенням температури кипіння вихідних нафтових фракцій. У сумішах швидше всього крекуються термічно менш стійкі високомолекулярні алкани й арени з довгими бічними ланцюгами.

Швидкість реакцій крекінгу, кількість і якість одержуваних продуктів залежать від температури, складу сировини, тривалості крекінгу при заданій температурі, а також тиску в реакційній зоні. При термічному крекінгу одночасно протікають реакції термічного розкладання з поглинанням тепла і реакції ущільнення, з виділенням тепла, але тому що сумарний тепловий ефект негативний, необхідно підводити теплоту ззовні.

Як сировина для крекінгу служать різні фракції: газойль, солярка, гас, мазут, гудрон, а також бензин прямого перегону нафти. Різні види сировини доцільно піддавати крекінгу окремо, підбираючи для кожного процесу відповідні умови. Алкани крекуються легше за все і дають бензин з низькими октановими числами (55-60), при тій же глибині крекінгу нафтенів октанові числа бензину вище (60-70). При глибоких формах крекінгу одержувані продукти сильно ароматизовані.

Сьогодні існує велика кількість різних типів установок термічного крекінгу, що включають трубчасту піч, реакційний пристрій, випарники, ректифікаційні колони, газовідділювачі, теплообмінники, холодильники й ін.

Вихід крекінг-бензинів, у залежності від виду сировини і режиму роботи установок, змінюється від 25 до 70 %.

Розрізняють глибокий і неглибокий (легкий) рідиннофазний крекінг у залежності від глибини перетворення сировини. Метою глибокого крекінгу низькооктанових бензинів і лігроїнів прямого перегону є одержання моторного палива з кращими антидетонаційними властивостями.

Глибокий крекінг бензино-лігроїнових фракцій ведуть при температурі 520-540 С и тиску 2-7 МПа. При цьому виходить до 80 % риформінг-бензину з октановим числом 76, а 20 % складають газ і втрати. Глибокому крекінгу піддають також гас-газойлеві фракції й одержують 60-70 % бензину з октановим числом 65-70, 12-15 % газу і 15-25 % крекінг-залишку. Температура крекінгу - 500-520 °С, тиск - до 5 МПа.

Легкому рідиннофазному крекінгу піддають мазут і важкі фракції при температурі 480-490 °С и тиску 1,5-2,0 МПа й отримують головним чином газойлеві фракції, які використовують як сировину для глибокого крекінгу, і невеликі кількості крекінг-бензину.

Різновидом термічного крекінгу середніх і легких фракцій є глибокий крекінг в атмосфері вуглеводневих газів (поліформ-процес), у якому сировина розбавляється зрідженим газом, що містить вуглеводні СЗ- 4, що дозволяє застосувати більш стійкий режим без сильного коксування. У цьому процесі одержують крекінг-бензин з октановим числом 75-80. Температура поліформ-процесу - 550-600 °С, тиск - 7-14 МПа.

При парафазному крекінгу (580-600 С і 0,2-0,5 МПа) гас-газойлевих фракцій виходить близько 60 % бензину з високим октановим числом (70-88), 10-15 % крекінг-залишку і до 30 % газу. Більш важку сировину звичайно в цьому процесі не використовують через закоксовування апаратури. При парафазному крекінгу утворюється велика кількість неграничних вуглеводнів, які є цінною хімічною сировиною, але це ускладнює очищення бензину. До недоліків парофазного крекінгу відносять менший вихід бензину в зв'язку з великим газоутворенням, знижену стабільність бензину, порівняно малу продуктивність установок і необхідність мати великі розміри апаратури через великий об'єм пари і газів при високій температурі і малому тиску.

При крекінгу нафтової сировини утворюється газ, рідкі і тверді продукти. Вихід газу при рідиннофазному крекінгу 5-6, а при парафазному - 25-30 %. У газах рідиннофазного крекінгу більше алканів і менше ненасичених вуглеводнів, а в газах парафазного крекінгу - навпаки.

Крекінг-бензини являють собою безбарвні чи жовтуватого кольору рідини з неприємним запахом через наявність сірчистих сполук і діолефінів. Густина їх 0,72-0,8 г/см3, від бензинів прямого перегону вони відрізняються значним вмістом ненасичених і ароматичних вуглеводнів і малим вмістом нафтенів. Ненасичені вуглеводні складаються з олефінів, а кількість діолефінів коливається від 0,1 (рідиннофазний крекінг) до 1 % (парафазний крекінг). Ароматичні вуглеводні представлені головним чином толуолом та іншими алкілбензолами.

Крекінг-залишки - це рідини з густиною порядку 1,0 г/см3, що складаються з висококонденсованих ароматичних і гідридних сполук. Вони використовуються як сировина для коксування і як котельне паливо.

При термічному крекінгу крім бензинової відбирають іноді і гасову та газойлеву фракцію, однак продукти цих фракцій мають підвищену схильність до засмолення і їх не використовують як моторні палива, а повертають на повторний крекінг. Із суміші крекінг-гасу з гасом прямого перегону одержують тракторне паливо задовільної якості.

Піроліз. Основне призначення процесу піролізу вуглеводневої сировини - одержання нижчих алкенів. Процес ведуть при 700-1000 °С під тиском, близьким до атмосферного.

У промислових умовах для виробництва етилену і пропилену проводять піроліз нафтових фракцій. Найбільш високий вихід етилену досягається при піролізі легких бензинів парафінової групи з великим вмістом вуглеводнів нормальної будови. Поряд з етиленом і алкенами С3 - С4 утворюється значна кількість рідких продуктів, що містять алкени, циклоалкени, алкадієни С5 і вище, а також арени С6-С8 і ін. компоненти. Вихід продуктів при піролізі різних бензинів складає (% мас): етилен 22-32; пропілен 10-17; фракція С4 - 5-12, арени 6-13.

У зв'язку з ростом цін на прямогінні бензини і їхні недостатні ресурси в ряді країн як сировину для піролізу застосовуються гасо-газойлеві фракції з температурою перегонку 170-380°С. При піролізі газойлів вихід етилену складає 16-23, пропілену - 15, рідких продуктів - 50 % (мас).

На сьогодні спостерігається стійка тенденція залучення в процес піролізу все більш важкої сировини, що обумовлено недостатністю низькокиплячих фракцій нафти і підвищенням попиту на більш важкі продукти піролізу (пропілен, бутилен, бутадієн, арени й ін.) Однак перехід на більш важку сировину пов'язаний з істотною реконструкцією установок піролізу через підвищення коксоутворення. Вибір сировини обумовлює вартість продукту, тому що на нього припадає понад 70 % собівартості етилену.

Коксування проводиться для одержання нафтового коксу і дистиляту широкого фракційного складу. Як сировину для нафтового коксу використовують відбензинені нафти, залишки первинної переробки - мазути, напівгудрони і гудрони, продукти вторинного походження - крекінг-залишки, важкі газойлі каталітичного крекінгу, смоли піролізу, а також природні асфальти і залишки масляного виробництва (асфальти, екстракти).

Промислові процеси коксування поділяють на три типи: безперервні, напівбезперервні і періодичні, найбільше поширення на сьогодні має напівбезперервний процес в установках уповільненого коксування, що протікає при 505-515°С під тиском 0,2-0,3 МПа. У результаті коксування крім нафтового коксу одержують бензин, газ, середні і важкі коксові дистиляти, вихід і якість яких залежить від хімічного і фракційного складу сировини.

Гідрогенізаційний крекінг (деструктивна гідрогенізація) дозволяє одержувати значну кількість легких продуктів при використанні як сировини важких нафтових дистилятів, важких нафт, нафтових залишків-малоцінних мазутів. При цьому процесі одержують бензин, дизельне і котлове паливо. Процес протікає в одну чи в дві стадії (у випадку важкої сировини).

Двостадійний процес включає рідиннофазну гідрогенізацію (температура 420-500 °С, тиск 3-10 МПа, каталізатор - суспензія оксиду заліза (III)), у результаті якої одержують у невеликих кількостях газ і бензин, а в основному - широку фракцію (200-350 °С), що служить сировиною для другого етапу - парафазної гідрогенізації.

Парафазна гідрогенізація (температура 380-420 °С, тиск до 10 МПа, каталізатори - сульфіди й оксиди металів, а також Pt, Pd на алюмосилікатах) дозволяє одержувати бензин, гас, газойль і газ, що включає головним чином залишковий водень, якого витрачається 1-3 %. Бензин гідрогенізації з напівгудрону грозненської нафти складається в основному з алканів (47-70 %), нафтенів (26-36 %), аренів (3-10 %) і невеликої кількості олефінів і має октанове число менше 70. [7]

2.1.4. Способи очищення нафтопродуктів

Відомі такі способи очищення нафтопродуктів:

· хімічні;

· адсорбційні;

· селективні;

· каталітичні.

Вибір способу очищення залежить від природи домішки і від цільового призначення нафтопродукту.

Хімічні методи очищення полягають в обробці нафтопродуктів хімічними реагентами, найчастіше кислотами або лугами, що взаємодіють зі смолистими, сірчистими, азотистими речовинами, нафтеновими кислотами, фенолами й ін. Недоліком кислотного очищення є утворення кислих гудроні», непридатних для застосування і подальшої регенерації.

Адсорбційне очищення полягає у використанні адсорбентів, так званих відбілюючих глин. Завдяки тому, що молекули сірчистих, таких, що містять кисень, азотистих, а також ненасичених вуглеводнів мають більшу полярність у порівнянні з насиченими вуглеводами, вони адсорбуються на поверхні глин і в такий спосіб видаляються з нафтопродуктів. Адсорбційне очищення, як правило, застосовують на завершальному етапі, тому що при переробці дуже забрудненої сировини ефективність методу знижується через велику витрату адсорбенту— до 150—300 кг на і т продукту.

Селективне очищення засноване на вибірковому розчиненні у визначеному розчиннику продукту, що очищається, та домішок. В даний час цей метод є основним при виробництві високоякісних мастил.

При каталітичних методах очищення використовуються відповідні каталізатори. Один з розповсюджених методів очищення із застосуванням каталізатора — гідроочищення. Очищення проводиться з метою видалення сірчистих сполук і ненасичених вуглеводнів. Продукт, що очищується, обробляється воднем при підвищеному до 5—7 МПа тиску і при температурі 250—430 °С. Використовується алюмокобальтомолібденовий каталізатор. Гідроочищенню піддають палива й мастила, що дозволяє майже цілком видалити з нафтопродуктів сірку і перетворити ненасичені вуглеводні в насичені. Гідроочищенням мастил останнім часом заміняють всі інші види очищення.

2.1.5. Технологічні схеми сучасних нафтопереробних виробництв

В залежності від видів цільових продуктів розрізняють нафтопереробні заводи трьох основних профілів: паливної, паливно-масляної. глибокої переробки наготи. На заводах першого профілю цільовими продуктами є палива, побічними — гази і нафтовий кокс. Технологічна схема залежить віл складу нафти, що переробляється, і асортименту продуктів.

На виробництвах паливно-масляного профілю цільовими продуктами, крім палив, є мастила. Як побічні продукти одержують бітуми, парафін, церезин, нафтові мила. Цю схему раціонально використовувати тільки в тому випадку, коли нафта, що переробляється, має підвищений вміст масляних фракцій.

Продуктом глибокої переробки нафти є сировина для нафтохімічних виробництв — низькомолекулярні насичені вуглеводні, олефіни, ароматичні вуглеводні і їхні похідні, деякі сірчисті сполуки та такі, що містять кисень. Попутно одержують палива й мастила. Глибока переробка нафти найбільш раціональна. В даний час вона є основним профілем більшості нафтопереробних заводів. [4]

2.2 НАФТОПРОДУКТИ. КЛАСИФІКАЦІЯ, ПРИЗНАЧЕННЯ, ХАРАКТЕРИСТИКА ТА МАРКІРУВАННЯ

2.2.1 Бензин: основні характеристики і марки

Бензин є одним з основних видів карбюраторного палива. Він являє собою суміш легких ароматичних, нафтенових і пара­фінових вуглеводнів. До складу бензину входять вуглець (85%) і водень (близько 15%), а також кисень, азот та сірка. Бензин — безбарвна чи трохи жовтувата рідина з характерним запахом, щільністю 0,7 — 0,8 г/см3. Температура його спалаху нижче — 40 °С, застигання — нижче— 60 °С. Бензин застосовується також як розчинник жирів, смол і інших матеріалів. Основну частину бензину одержу­ють прямою перегонкою і каталітичним крекінгом. Властивості ав­томобільних бензинів характеризуються теплотою згорання, дето­наційною стійкістю, фракційним складом, хімічною стабільністю, вмістом сірки та інших шкідливих домішок.

Здатність палива протистояти детонаційному згоранню називається детонаційною стійкістю і характеризується октановим числом. Чим вище октанове число, тим більше може бути стис­нута в циліндрі пальна суміш.

Як еталонне паливо прийнята суміш двох вуглеводнів: ізоок­тану (С8Н12), що володіє високими антидетонаційними властиво­стями, і нормального гептану (С7Н16), що легко детонує. Октано­вим числом називається умовна одиниця, чисельно рівна відсотку (за об'ємом) ізооктану в суміші, що складається з ізооктану і нормального гептану та рівноцінна за своїми антидетонаційними властивостями даному паливу.

Октанове число ізооктану приймається за 100, а нормального гептану за 0. Так, якщо бензин детонує при роботі суміші, яка складається із 76% ізооктану і 24 % нормального гептану, то ок­танове число такого бензину дорівнює 76.

Маркування: промисловість випускає автомобільні бензини марок А-72, А-76, АИ-93, АИ-98. У марці бензину буква «А» по­казує, що він автомобільний, а цифра — мінімальне октанове чи­сло. У бензинах А-72 і А-76 октанове число (72 і 76) установлено моторним методом, а в бензинах АИ-93 і АИ-98 друга буква «И» показує, що октанове число (93 і 98) установлено дослідницьким методом. Для підвищення детонаційної стійкості в бензини вво­дять антидетонатори (тетраетил свинцеві рідини — ТЕС), які ду­же отруйні, хімічно активні. Такі бензини називаються етило­ваними. Вони забарвлюються. Бензин А-72 випускається неетилованим, А-76 забарвлюються в жовтий колір, АИ-93 — в оран­жево-червоний і АИ-98 — в синій. Усі бензини, крім АИ-98, поді­ляються на літні, призначені для використання в період з 1 квітня по 1 жовтня, а в південних районах — протягом усього року, і зимові, які використовуються в період з 1 жовтня по 1 квітня, а в північних і північно-східних районах — протягом усього року.

Таблиця 2.1

Види і марки моторного палива

Пальне для авіаційних двигунів, що експлуатуються в різ­них режимах: звичайному (крейсерському) і форсованому (ре­жимі злету літака), повинно зберігати свою стійкість як на бід­них, так і на багатих сумішах. Детонаційна стійкість авіацій­ного бензину при роботі на бідній суміші оцінюється октано­вим числом, а при роботі на багатій суміші — сортністю. Сортністю бензину називається число, що показує, яку потуж­ність може розвивати двигун на випробному паливі в порів­нянні з ізооктаном, сортність якого прийнята за 160. Наприклад, Б-95/130, Б-100/130.

Фракційний склад є важливим показником якості бензину та його випаровуваності, тобто здатності переходити з рідкого в газоподібний стан. Від випаровуваності палива залежать утворення пальної суміші, тривалість прогріву і легкість пуску двигуна.

Промисловістю випускаються сезонні (літні і зимові) автомо­більні бензини. Для бензину зимового виду температура вики­пання 10% палива має бути не більше 55°С, а літнього виду — не більше 70°С.

Рис. 2.2. Характеристики моторних палив

Хімічна стабільність характеризується стійкістю бензину до окислювання, смоло- і нагароутворення та інших хімічних змін у двигуні, залежить від фракційного складу і вмісту смол та смолоутворюючих речовин.

Вміст смол установлюється спеціальними стандартами і для різних марок бензину не повинен перевищувати 7—15 мг/100 мл.

Хімічна стабільність виражається тривалістю індукційного періоду — часу штучного окислювання бензину в спеціальній лабораторній установці і визначається в атмосфері чистого кис­ню при тиску 0,7 МПа і температурі 100°С.

Для підвищення хімічної стійкості в паливо додають антиоки­слювачі (деревносмольний, детонафтал й ін.), що підвищують ін­дукційний період окислювання бензину.

Наявність сірки викликає корозію робочих органів двигуна і знижує детонаційну стійкість палива, сприяє утворенню смоли. Чим менший вміст сірки в бензині, тим вища його якість. Наяв­ність сірки визначають випробуванням бензину на корозію від­полірованої пластинки з чистої міді. У залежності від марки бен­зину вміст сірки не повинен бути більше 0,10—0,15%.

Основні показники автомобільних бензинів показані в табл. 2.2.

Таблиця 2.2

Основні показники автомобільних бензинів

2.2.2 Дизельне паливо

Дизельне паливо, як і бензин, являє собою суміш па­рафінових, нафтенових і ароматичних вуглеводів і є продуктом прямої перегонки нафти з додаванням (не більш 20%) компонен­тів каталітичного крекінгу. Щільність дизельного палива 0,79— 0,97 г/см3, температура спалаху 35—80°С, температура помутнін­ня для літніх сортів не вище -5°С, а для зимових — від -25 до -30°С. Температура застигання повинна бути на 5—10°С нижча температури помутніння. Дизельне паливо використовується в двигунах, установлених на великовантажних автомобілях, трак­торах і дорожніх машинах, на водному і залізничному транс­порті, у різних енергетичних установках і випускається двох видів: легке, малов'язке паливо — для швидкохідних дизелів і важке, високов'язке паливо — для тихохідних дизелів.

Дизельне паливо, на відміну від карбюраторного, містить більш важкі фракції вуглеводнів: гасові, газойлеві і солярові, які не схильні до детонації. Фізико-хімічні властивості дизельного палива характеризуються теплотою згорання, займистістю, фрак­ційним складом і температурою спалаху, в'язкістю, температу­рою помутніння, початку кристалізації і застигання, вмістом сір­ки й інших шкідливих домішок. Для реактивних авіаційних двигунів як паливо використовується гас і лігроїн прямої перего­нки нафти, а також газойлеві фракції дистилятів окремих нафт із продуктами вторинного походження і прямогонні дистиляти.

Один з основних показників якості дизельного палива є заго­рання, що характеризує здатність палива займатися без джерела запалювання й оцінюється цетановим числом. Цетановим числом називається умовна одиниця, чисельно рівна відсотку (по об'єму) цетану в суміші, що складається з цетану (займистість 100), а-метилнафталіну, який рівнозначний займистостості 0. Темпера­тура самозапалювання дизельного палива знижується зі збіль­шенням цетанового числа.

В табл. 2.3 наведені основні показники дизельних палив.

Від фракційного складу дизельного палива залежить якість утворення паливно-повітряної суміші і повнота її згоряння, димність вихлопу й інші показники роботи двигуна, а також темпе­ратура спалаху пальної суміші при піднесенні вогню. Температу­ра спалаху характеризує вогненебезпечність палива для застосування, транспортування і збереження.

Таблиця 2.3

Основні показники дизельних палив

В'язкість є важливою експлуатаційною властивістю і визначає рухливість дизельного палива (тобто опір, який роблять частки рі­дини одна одній при переміщенні під дією сили), ступінь його роз­пилення й однорідність пальної суміші. При зниженій в'язкості від­бувається надмірне розпилення палива, його підтікання через зазори, знижується тиск упорскування, погіршуються його власти­вості змащування, при підвищеній в'язкості збільшується опір при русі палива по трубопроводах, погіршуються процеси розпилення і сумішоутворення, паливо цілком не згоряє, підвищуються його ви­трати. Дизельне паливо звичайно характеризується кінематичною в'язкістю, що становить питомий коефіцієнт внутрішнього тертя рі­дини. В'язкість дизельного палива залежить від температури і під­вищується при її зниженні: у паливах для швидкохідних дизелів во­на визначається при 20°С, а для тихохідних — при 50°С. Кінематичну в'язкість установлюють за часом витікання через капі­ляр віскозиметра заданої кількості палива при температурі 20°С. В'язкість дизельного палива для швидкохідних двигунів 1,8—8,0 мм2/с, а для тихохідних — до 36 мм2/с. У холодну пору року необ­хідно застосовувати зимові сорти дизельного палива, що мають ме­нші показники в'язкості.

На роботу двигуна при низькій температурі впливають також температура помутніння, початку кристалізації і застигання па­лива, що залежить від його фракційного складу. Температурою помутніння називається така температура, при якій паливо втра­чає свою форму і однорідність. Це називається процесом криста­лізації.

Температура повної втрати рухливості палива є температу­рою застигання.

Вміст сірки в дизельному паливі завжди вищий, ніж у бензині. Сірка і сірчасті сполуки викликають корозію деталей двигунів, особливо швидкохідних. Корозійна активність дизельного палива залежить також від вмісту водно-розчинних кислот і лугів, кис­невих сполук, механічних домішок, води. Для поліпшення влас­тивостей дизельного палива до нього додають присадки, що під­вищують цитанове число, інгібітори корозії, дезактиватори ме­талів й т. ін.

Маркування: у залежності від умов застосування промисло­вість випускає дизельне паливо трьох марок: Л (літнє) — для експлуатації при температурі навколишнього повітря 0°С і вище; З (зимове) — для експлуатації при температурі навколишнього повітря — 20°С і вище; А (арктичне) — для експлуатації при те­мпературі навколишнього повітря — 50°С і вище. Норма цитанового числа для всіх трьох марок дизельного палива встановлена не менше 40. За вмістом сірки дизельні палива поділяються на види: І — не більше 0,2% і II — не більше 0,5% (для марок А — не більше 0,4%). У маркірування палива Л входять вміст сірки і температура спалаху; палива 3 — вміст сірки і температура за­стигання; палива А — вміст сірки.

2.2.3 Мазут. Основні властивості, марки і застосування

Мазутне найбільш розповсюдженим видом котельно-пічного палива. Його одержують як у процесі прямої перегонки нафти, так і при крекінгу нафтопродуктів — це залишки після відгону з нафти бензину, гасу, фракцій дизельного палива. Вико­ристовується на залізничному транспорті, у хімічній промисло­вості як сировина й в інших галузях народного господарства, а також для забезпечення населення, дрібних комунально-побутових і сільськогосподарських підприємств.

Найважливішими характеристиками мазуту є теплота згоран­ня, в'язкість, температура застигання, щільність, температура спалаху, зольність, вміст сірки й інших домішок.

Основним показником якості мазуту при його маркіруванні є в'язкість, що визначає умови заповнення і зливу з ємкостей, транспортування по трубопроводах, подавання в топковий прос­тір печей й т. ін. В'язкість мазуту залежить від температури, щільності, смолистості.

Температура застигання мазуту залежить від хімічного скла­ду сировини і способів одержання нафтопродукту. Прямогонні мазути з парафінової нафти мають температуру застигання понад 25°С, а крекінг-мазути — від 25 до 34°С.

При розрахунках обсягів ємностей для зберігання і транспор­тування палива, визначенні умов відстоювання води та осаджен­ня механічних домішок з мазуту користуються показником щіль­ності мазуту. Чим менша щільність мазуту, тим легше і швидше відокремлюються від нього вода і механічні домішки. Щільність мазуту коливається в межах 0,94—1,02 г/см3 і підвищується зі збільшенням в'язкості.

Температура спалаху товарних мазутів 80—90°С. Максима­льна температура розігріву палива при подачі по трубопроводах, заливанні в ємності повинна бути не менше, ніж на 10°С нижче температури спалаху.

Зольність мазуту залежить від якості підготовки і переробки си­ровини і визначається вмістом солей, неорганічних домішок, використованих присадок, а також продуктів корозії нафтової апаратури.

Вміст сірки в котельному паливі залежить від хімічного складу нафти і становить: для високосірчистих мазутів — до 3,5%; для сір­чистих — до 2,0% і для малосірчастих — до 0,6%. Спалювання сір­чистої нафти призводить до утворення кислотних оксидів, що ви­кликають підвищену корозію деталей котлів і апаратів та забруднюють навколишнє середовище. Особливу корозійну актив­ність мають сірководень і елементарна сірка. Тому малосірчисті мазути застосовуються в першу чергу в технологічних нагрівальних установках: мартенівських печах, нагрівачах ливарних, прокатних та інших підприємств металургійної промисловості.

Маркування: нафтопереробною промисловістю виробляється кілька марок мазутів, які використовуються як паливо: флотські Ф-5 і Ф-12, топкові 40 і 100. Цифри, що входять у марки (5, 12, 40, 100), вказують на максимальну в'язкість при температурі 50°С в одиницях умовної в'язкості. Мазути Ф-5 і Ф-12 (легке па­ливо) застосовуються в суднових котлових установках, 40 (сере­днє паливо) і 100 (важке паливо) — як масове паливо у всіх кот­лових і нагрівальних установках загального призначення. Мазути марок 40 і 100 за вмістом сірки підрозділяються на малосірчисті, сірчисті і високосірчисті.

Паливо для мартенівських печей поставляється марок МП — малосірчисте і МПС — сірчисте. Газотурбінне паливо виробля­ється двох марок: ТГ — звичайне і ТГВК — вищої категорії яко­сті, а паливо пічне побутове випускається марки ТПБ.

2.3 УМОВИ ЗБЕРІГАННЯ І ТРАНСПОРТУВАННЯ РІДКОГО ПАЛИВА

Рідке паливо відвантажується споживачам партіями, які супроводжуються єдиним документом (паспортом) про якість. У документі зазначається: найменування підприємства-постачальника, вид нафтопродукту, марка, номер партії і транспортної одиниці, а також показники якості даної продукції, нормо­вані встановленим стандартом, і результати випробування даного нафтопродукту. Рідке паливо перевозять усіма видами транспорту: трубопровідним, річковим, залізничним, автомобільним і, в особли­вих випадках, повітряним. На ємностях ставлять попереджувальні написи: «Вогненебезпечно», «Етиловий бензин» — для світлих на­фтопродуктів і «Отрута» — для отрутних нафтопродуктів.

Приймання рідкого палива здійснюється за масою чи зважу­ванням за об'ємом і щільністю. При відсутності паспорта на па­ливо, що надійшло, вантажоодержувач зобов'язаний визначити його якість у лабораторії.

Для зберігання палива використовують металеві чи залізобе­тонні резервуари, горизонтальні чи вертикальні, підземного чи надземного типу. Заповнення резервуару повинно бути максима­льним для зменшення витрат на випар. Заправлення повинно здійснюватись тільки закритим способом (через шланг).

Гарантійні терміни зберігання для автомобільного бензину і ди­зельного палива — 5 років, авіаційного бензину — 2 роки з дня ви­готовлення, а після закінчення цього терміну варто знову перевіри­ти якість нафтопродукту на відповідність вимогам стандартів. Бензин, мазут та інші рідкі палива є вибухонебезпечними, легкозаймистими пальними рідинами, їхні пари отруйні для лю­дини. Тому в місцях їхнього зберігання потрібно суворе дотри­мання правил безпеки. До роботи з рідким паливом допускаються тільки особи, що пройшли інструктаж з техніки безпеки. Нафто­бази і склади повинні мати справну і безпечну електропроводку й бути обладнані необхідними засобами пожежогасіння, резервуа­ри для зберігання повинні бути заземлені. На їх території катего­рично забороняється палити, користуватися відкритим вогнем чи інструментом, що дає при ударі іскру. При низьких температурах в'язкість рідкого палива значно зростає, тому перекачування його з ємностей по трубопроводах вимагає підігріву. [6]

РОЗДІЛ 3. ПРОБЛЕМИ НАФТОГАЗОВОЇ ГАЛУЗІ УКРАЇНИ ТА ПРОПОЗИЦІЇ ДО ЇХ РОЗВЯЗАННЯ

Зробимо огляд сучасного стану нафтогазової галузі України, дослідимо найгостріших проблем галузі, виробимо і обґрунтуємо можливих варіантів подолання проблем галузі.

Хотілося б також довести реальну конкурентоспроможність українського нафтогазового сектору на місцевому рівні, на рівні Євроазійського нафтогазового коридору, що зараз активно формується на основі стрижня Каспій - Західна Європа, а також у розрізі глобальних світових тенденцій ринку нафти і газу.

Нафтогазова галузь зараз є потенційно надзвичайно конкурентоспроможною, але вже на даний час втрачено великі можливості по реалізації цієї переваги і якщо не вжити кардинальних заходів, то за зовсім невеликий час ми втратимо всі конкурентні переваги. Хоча це твердження виглядає надто неконкретним, але будуть наведені конкретні факти в підтримку цієї думки.

Серед основних проблем нафтогазової галузі можна виділити такі основні:

1. Питання ефективної диверсифікації газо- та нафтопостачання в Україну.

2. Скорочення загального видобування нафти і газу в Україні.

3. Розвиток і підтримання працездатності газо- та нафтотранспортної системи України.

4. Необхідність загального скорочення споживання природного газу в Україні.

5. Створення сприятливого інвестиційного клімату в галузі.

6. Неповна завантаженість вітчизняних нафтопереробних заводів (НПЗ).

7. Криза неплатежів, особливо в газовому секторі.

Розглянемо окремо кожну з вищенаведених проблем:

1. Питання ефективної диверсифікації газо- та нафтопостачання в Україну.

Обсяги імпорту нафтосировини в Україну складають 82,5% від споживання, причому майже весь обсяг забезпечується поставками з Росії (56%) і Казахстану (18,25%). Також треба врахувати специфічне географічне положення України, якій надзвичайно; важко імпортувати сировину не з Росії. Це - обмеження імпорту нафтосировини з Близького Сходу внаслідок лімітування проходження танкерів через турецькі протоки. Імпорт з Каспію в обхід Росії на даний момент майже неможливий внаслідок незавершеного будівництва відповідного транспортного коридору. З Заходу (Британія, Норвегія) купляти нафтосировину невигідно внаслідок надзвичайно високої вхідної ціни на кордоні України і відсутності відповідної транспортної мережі.

Понад три четверті обсягу природного газу, який споживається в Україні, постачається трубопроводами з Росії. Інша чверть припадає на власний газ і невеликі поставки з Туркменістану. Тобто ми маємо ситуацію, коли диверсифікація надзвичайно незначна.

2. Скорочення загального видобування нафти і газу в Україні.

З початку 2000 року в Україні видобуто 3692,5 тис. т нафти разом з газовим конденсатом і 18044,1 млн. куб. м газу, що у порівнянні з відповідним періодом минулого року на 2,9 відсотка менше по нафті з конденсатом (на 108,7 тис. т), а по газу - на 0,4 відсотка, тобто на 72,1 млн. куб. м менше ніж у минулому році. Падіння обсягів видобутку нафти і газового конденсату по підприємствах нафтогазової галузі з року в рік зумовлюється вичерпністю основних родовищ, що забезпечують видобуток: відсутністю крупних нових родовищ, підготовлених для введення в експлуатацію, ненадходженням передбачених субсидій та капітальних вкладень

3. Розвиток і підтримання працездатності газо- та нафтотранспортної системи України.

Ця проблема полягає скоріше в ефективному використанні наявної транспортної системи, що передбачає своєчасний демонтаж непотрібних гілок газо- та нафтопроводів, екологічний аспект функціонування системи, забезпечення оптимального навантаження трубопроводів, пошук нових транспортних маршрутів.

Щодо працездатності і обслуговування трубопроводів, то тут проблеми менші. Підприємства, що відповідають за транспортну систему: ДК "Укртрансгаз" (природний газ), нафтотранспортне підприємство "Дружба" і ДП "Придніпровські магістральні нафтопроводи", - є прибутковими (незважаючи на те, що держава забирає більшість прибутків від транспортування нафти і газу до бюджету) і пріоритетним їх завданням є саме обслуговування трубопроводів.

Найбільшою проблемою є збільшення (принаймні збереження на тому ж рівні) транзиту нафти і газу територією України і вчасне забезпечення сировиною вітчизняні НПЗ. Ця проблема доторкається геополітики. Зараз ми забезпечуємо 93-95% експорту російського газу до країн Центральної і Західної Європи, а також до Туреччини. Обсяги транзитного транспортування нафти - 50 млн. т (в порівнянні з 3,7 млн. т видобутку на території України. Зрозуміло, що таким чином транспортна система не може ефективно функціонувати без транзиту і питання про обсяги транзиту синонімічне питанню про функціонування нафто- і газопроводів. Зараз запущена перша черга нафтопроводу Одеса-Броди і терміналу "Південний", працює і може збільшити пропускну спроможність трансбалканська газомагістраль (відома як Газтранзит), і питання загруженості цих трубопроводів є надзвичайно важливим, адже саме газо- і нафтотранспортна системи і є одними з найважливіших вимірників конкурентоспроможності України в галузі нафти і газу.

4. Необхідність загального скорочення споживання природного газу в Україні.

Ця проблема ґрунтується на аспекти енергозбереження і ґрунтується на залученні інших джерел паливно-енергетичних ресурсів. Така проблеми виникла внаслідок глибокої кризи неплатежів за спожитий газ в Україні.

5. Створення сприятливого інвестиційного клімату в галузі.

існує декілька фундаментальних структурних перешкод, які стримують інвестиційні потоки в галузь:

1. Реструктуризація та приватизація державних нафтогазових компаній з повним відокремленням функцій виробництва, транспортування і продажу.

2. Створення незалежної системи регулювання, у тому числі ліцензійних органів, які б мали відповідні повноваження.

3. Розвиток конкурентного ринку нафти і газу, включаючи надання права постачання газу в регіони на конкурентній основі.

4. Лібералізація цін на газ, включаючи право вітчизняних виробників конкурувати на рівних з імпортерами; надання відкритого доступу до транспортних трубопроводів та лібералізація цін для кінцевих споживачів.

6. Неповна завантаженість вітчизняних нафтопереробних заводів (НПЗ).

За виробничими потужностями і кількістю НПЗ Україна є однією з провідних держав в Європі (візьмемо хоча б факт, що Лисичанський НПЗ - найбільший в Європі). При цьому обсяг поставок на вітчизняні НПЗ зменшився на 30,7% лише за один 2000 рік (у порівнянні з попереднім). За рахунок давальницьких схем переробки нафти майже кожен з НПЗ не мав коштів, щоб проводити модернізацію обладнання. При цьому кожен рік світові вимоги до якості нафтопродуктів підвищуються (наприклад, щодо дуже низького вмісту сірки, не більше 0,0035%). Таким чином, питання конкурентоспроможності України в експорті нафтопродуктів натикається на необхідність модернізації НПЗ.

7. Криза неплатежів, особливо в газовому секторі.

Фактичну ситуацію покажемо на основі рівня оплати за спожитий газ. На початок 2000 року маємо такі дані: житловий сектор(після виплати субсидій та пільгових тарифів) - 57%, бюджетні організації - 20%, комунальні ТЕЦ - 10%, промислові підприємства - 9%. Аналіз проблеми привів до таких особливостей, не враховуючи соціальні, політичні та інші коріння проблеми:

■ нестача газових лічильників;

■ нестача розрахунків і, в цілому, нестача тиску на покупця з метою змусити його платити;

■ нестача надійної системи збору платежів;

■ нестача контактів між газовою компанією і споживачем, при наявності яких газова компанія могла б запропонувати споживачу оптимальне рішення у разі складностей;

■ нестача санкцій у разі неплатежів з технічних та юридичних причин.

Було розглянуто і проаналізовано сім основних проблем, розв'язання яких би призвело до поліпшення стану нафтогазової галузі України і збільшення рівня конкурентоспроможності на зовнішньому ринку.

Тепер варто запропонувати шляхи розв'язання проблемних ситуацій.

Серед нескінченної кількості проблем і пропозицій до їх розв'язання хотілося б зосередитися на найдієвіших і найбільш реальних шляхах розв'язання цієї проблематики

Диверсифікація газо- та нафтопостачання:

1. Реструктуризація заборгованості за спожитий газ перед Туркменістаном і нарощування обсягів закупівель газу з цієї країни.

2. Активна співпраця з іншими країнами Східної Європи (перш за все із Польщею) щодо зменшення залежності від поставок російського газу. Розробка "норвезького варіанту".

3. Збільшення питомої ваги насамперед каспійської нафти у споживанні Україною нафти.

Транспортна галузь:

1. Наповнення нафтопроводу Одеса-Броди і терміналу "Південний" переважно за рахунок каспійської нафти.

2. Продовження нафтопроводу Одеса-Броди до Гданську.

3. Недопущення будівництва обхідної гілки Суходольна-Родіонівка нафтопроводу Самара-Лисичанськ-Новоросійськ.

4. Презентація України державам Каспія як вигідного партнера в транспортуванні нафти.

Інші пропозиції:

1. Приватизація НПЗ.

2. Розв'язання проблеми прав інвесторів.

3. Збільшити видобуток нафти і газу за рахунок Чорноморського шельфу.

Тепер варто вказати на загальні умови підвищення рівня конкурентоспроможності України у видобуванні, переробці і транспортуванні нафти і газу - це здобуття Україною незалежної сильної позиції як на ринку газу так і на ринку нафти. Реалізація вищенаведених проектів дозволить перш за все ефективно диверсифікувати постачання нафти і газу в Україну, забезпечити зростання транзитних потоків вуглеводневої сировини територією України. Важливим буде збільшення видобування сировини на території України. Чи не найважливішим здобутком буде те, що ми перестанемо "слухати" Росію, а почнемо з нею "розмовляти". І Росія припинить вести діалог "з позиції сили". І ніхто не зможе майже в односторонньому порядку заборонити експорт тієї чи іншої продукції нафтогазової галузі.

ВИСНОВКИ

З нафти виділяють різноманітні продукти, що мають практичне значення. Продукти нафтопереробки, що люди застосовують у повсякденному житті, увійшли у всі сфери життя. Це й бензин та дизпаливо для автомобілів, авіаційне паливо та паливо для техніки, мазут для ТЕС, гудрон для одержання асфальту, парафін та вазелін, моторні мастила тощо. Їхнє значення в нашому житті важко переоцінити.

Люди створили багато різних способів видобутку нафти, використовують різні види буріння шпар, розвідують нові родовища нафти, видобувають її і на землі, і під водою. Також освоєно багато різних видів переробки нафти, її очищення тощо.

У галузях народного господарства, пов’язаних з видобутком, транспортування та переробленням нафти, а також із продажем нафтопродуктів, працює велика кількість працівників різних професій. Для цих галузей кожного року навчальні заклади випускають спеціалістів.

Варто вказати на загальні умови підвищення рівня конкурентоспроможності України у видобуванні, переробці і транспортуванні нафти і газу - це здобуття Україною незалежної сильної позиції як на ринку газу так і на ринку нафти.

Але тепер постає проблема: як впливає видобуток нафти у таких значних кількостях на навколишнє середовище?

Зараз потрібно звернути особливу увагу на безпеку при видобутку нафти, її транспортуванні, особливо морем, переробку нафти на нафтопереробних заводах.

Список використаної літератури

1. Бондарчук М.С., Полікарпо І.С. Товарознавство сировини, матеріалів та засобів виробництва. Навч. Посібник. – К.: ЦУЛ, 2006. – 560 с.

2. Богомолов А.И., Гайле А.А., Громов В.В. и др./ Под ред. Проскурякова В.А., Драбкина А.Е. – Л.: Химия, 1989. – 424 с.

3. Болотников А.А. Товароведение: Курс лекций. Ч-2. – К.: МАУП, 2002. – 144 с.

4. Бондаренко Б.И. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. – М.: Химия, 1983. – 128 с.

5. Войчак А.В. Товароведение сырья и материалов. – К.: Высшая школа, 1989

6. Гридасов В. І. Товарознавство. — Х.: Видавництво НФаУ, 2003. — 175с.

7. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Ч.1. – М.: «Химия», 1975

8. Лосиков Б.В. Нефтепродукты, свойства, качество, применение. М.: «Химия», 1986

9. Оснач О.Ф. Товарознавство (промислове обладнання, прилади, інструменти): Навч. посібник. – К.: ЦУЛ, 2007. – 304 с.

10. Судак М.М. Нефть и горючие газы в современном мире. – М.: Недра, 1984

11. Большая советская энциклопедия, т. 29. – М.: Полиграфкомбинат им. В.М. Молотова, 1954

12. Українська радянська енциклопедія, т. 9. – К.: Головна редакція УРЕ, 1962