Зміст
Введення
1. Фракційний склад нафти
2. Основні нафтові фракції
3. Метод одноразового і поступового випаровування
4. Криві ІТК та ОІ як характеристика нафти
Висновок
Список використаної літератури
Додаток
Введення
Нафта являє собою складну суміш рідких органічних речовин, у яких розчинені різні тверді вуглеводні й смолисті речовини. Крім того, часто в ній розчинені і супутні нафти газоподібні вуглеводні. Поділ складних сумішей на більш прості або в межі - на індивідуальні компоненти називається фракціонуванням. Методи поділу базуються на різниці фізичних, поверхневих і хімічних властивостей поділюваних компонентів. При дослідженні та переробці нафти і газу використовуються такі методи поділу: фізична стабілізація (дегазація), перегонка та ректифікація, перегонка під вакуумом, азеотропная перегонка, молекулярна перегонка, адсорбція, хроматографія, застосування молекулярних сит, екстракція, кристалізація з розчинів, обробка як хімічними реагентами , так і карбамідом (з метою виділення парафінів нормальної будови). Всіма цими методами можливо отримати різні фракції, за складом і властивостями різко відрізняються від вихідного продукту. Часто ці методи комбінують. Так, наприклад, абсорбція і екстракція при поділі смолистих речовин або екстракція і перегонка в процесі екстрактивний перегонки. При детальному дослідженні хімічного складу нафти практично використовуються всі перераховані вище методи.
Найбільш поширені методи і покладені в основу заводської переробки нафти. У процесі перегонки при поступово підвищується температурі компоненти нафти відганяються в порядку зростання їх температур кипіння.
Для всіх індивідуальних речовин температура кипіння при даному тиску є фізичною константою. Так як нафта являє собою суміш великого числа органічних речовин, що володіють різним тиском насичених парів, то говорити про температуру кипіння нафти не можна.
В умовах лабораторної перегонки нафти або нафтопродуктів при поступово підвищується температурі окремі компоненти відганяються в порядку зростання їх температур кипіння, або те ж саме, у порядку зменшення тиску їх насичених парів. Отже, нафту і її продукти характеризуються не температурами кипіння, а температурними межами початку і кінця кипіння і виходом окремих фракцій, переганяється в певних температурних інтервалах. За результатами перегонки і судять про фракційному складі.
1. Фракційний склад нафти
Оскільки нафта являє собою багатокомпонентну безперервну суміш вуглеводнів і гетероатомних сполук, то звичайними методами перегонки не вдається розділити їх на індивідуальні сполуки зі строго певними фізичними константами, зокрема температурою кипіння при даному тиску Прийнято розділяти нафту і нафтопродукти шляхом перегонки на окремі компоненти, кожен з яких є менш складною сумішшю. Такі компоненти називають фракціями або дистиляту. В умовах лабораторної або промислової перегонки окремі нафтові фракції відганяються при постійно зростаючій температурі кипіння. Отже, нафту та її фракції характеризуються не температурою кипіння, а температурними межами початку кипіння і кінця кипіння.
При дослідженні якості нових нафт (тобто складанні технічного паспорта), їх фракційний склад визначають на стандартних перегінних апаратах, забезпечених ректифікаційних колонах (наприклад, на Арн-2 за ГОСТ 11011-85). Це дозволяє значно поліпшити чіткість погоноразделенія і побудувати за результатами перегонки так звану криву істинної температури кипіння в координатах температура - вихід фракцій у% мас., (Або% об.).
Нафти різних родовищ значно різняться за фракційним складом і, отже, по потенційному змісту дистилятів моторного палива і мастил. Більшість нафт містить 10-30% бензинових фракцій, що википають до 200% і 40-65% керосіногазойлевих фракцій, переганяється до 350 ° С. Відомі родовища легких нафт з високим вмістом світлих (до 350 ° С). Так, Самотлорському нафту містить 58% світлих, а газоконденсату більшості родовищ майже повністю (85-90%) складаються зі світлих. Видобуваються також дуже важкі нафти, що складаються в основному з висококиплячих фракцій (наприклад, нафта Ярегское родовища, що добувається шахтним способом).
Вуглеводний склад нафти - є найбільш важливим показником їх якості, що визначає вибір методу переробки, асортимент і експлуатаційні властивості отримуваних нафтопродуктів. У вихідних нафтах містяться в різних співвідношеннях всі класи вуглеводів, крім алкенів: алкани, циклани, арени, а також гетероатомних з'єднання. Алкани (СnН2n +2) - парафінові вуглеводи - складають значну частину групових компонентів нафти, газоконденсату та природних газів. Загальний вміст їх у нафтах становить 25-75% мас. і лише в деяких парафінистих нафтах типу Мангишлакскій досягає 40-50%. З підвищенням молярної фракцій нафти вміст у них алканів зменшується. Попутні нафтові та природні гази практично повністю, а прямогонні бензини найчастіше на 60-70% складаються з алканів. У масляних фракціях їх вміст знижується до 5-20% мас. З алканів в бензинах переважають 2 - і 3-монометілзамещенние, при цьому частка Ізоалканів з четвертинним вуглецевим атомом менше, а етил-і пропілзамещенние ізоалкани практично відсутні. Зі збільшенням числа атомів вуглецю в молекулі алканів понад 8 відносний вміст монозаміщення знижується. У газойльових фракціях (200-350 ° С) нафт містяться алкани від додекана до ейкозана. Встановлено, що серед алканів в них переважають монометілзамещенние і изопреноидной (з чергуванням бічних метильних груп через три вуглецевих атома в основі вуглецевого ланцюга) структури. У середньому вміст алканів изопреноидной будови складає близько 10-11%.
Циклоалкани (ц. СnН2n) - нафтенові вуглеводи - входять до складу всіх фракцій нафт, крім газів. У середньому в нафтах різних типів вони містяться від 25 до 80% мас. Бензинові та гасові фракції представлені в основному гомологами циклопентану і циклогексану, переважно з короткими (C1 - С3) алкілзаміщених цікланамі. Висококиплячі фракції містять переважно поліциклічні гомологи цікланов з 2-4 однаковими або різними цікланамі зчленованого або конденсованого типу будови. Розподіл цікланов по фракціях нафти найрізноманітніше. Їх зміст зростає в міру ускладнення фракцій і тільки в найбільш висококиплячих масляних фракціях падає. Можна відзначити наступне розподіл ізомерів цікланов: серед С7 - циклопентаном переважають 1,2 - і 1,3-діметілзамещенние; С8 - циклопентан представлені переважно тріметілзамещеннимі; серед алкілціклогексанов переважає частка ди-і тріметілзамещенние, що не містять четвертинного атома вуглецю.
Циклани є найбільш високоякісної складовою частиною моторного палива і мастил. Моноцікліческіе циклани надають моторного палива високі експлуатаційні властивості, є більш якісною сировиною у процесах каталітичного риформінгу. У складі мастил вони забезпечують мале зміна в'язкості від температури (тобто високий індекс). При однаковому числі вуглецевих атомів циклани в порівнянні з алканами характеризуються більшою щільністю і, що особливо важливо, меншою температурою застигання.
Арени (ароматичні вуглеводні) з емпіричної формулою СnНn +2-2 Ка (де Ка - кількість аренових кілець) - містяться в нафтах звичайно в меншій кількості (15-50%), ніж алкани і циклани, і представлені гомологами бензолу в бензинових фракціях. Розподіл їх за фракціями різна і залежить від ступеня ароматизований нафти, що виражається в її щільність. У легенях нафтах вміст аренів з підвищенням температури кипіння фракції, як правило, знижується. Нафти середньої щільності цікланового типу характеризуються майже рівномірним розподілом аренів по фракціях. У важких нафтах зміст їх різко зростає з підвищенням температури кипіння фракцій. Встановлена наступна закономірність розподілу ізомерів аренів у бензинових фракціях: з C8-аренів більше 1,3-діметілзамещенних, ніж етилбензолу; С9-аренів переважають 1,2,4-тріметілзамещенние. Арени є цінними компонентами у автобензин (з високими октановим числом), але небажаними в реактивному паливі та дизельному паливі. Моноцікліческіе арени з довгими бічними ланцюгами алкільними надають мастил високі в'язкісно-температурні властивості.
2. Основні нафтові фракції
З нафти виділяють різноманітні продукти, що мають велике практичне значення. Спочатку з неї видаляють розчинені газоподібні вуглеводні (переважно метан). Після відгонки летких вуглеводнів нафту нагрівають. Першими переходять у пароподібний стан і відганяються вуглеводні з невеликим числом атомів вуглецю в молекулі, що мають відносно низьку температуру кипіння. З підвищенням температури суміші переганяються вуглеводні з більш високою температурою кипіння. Таким чином можна зібрати окремі суміші (фракції) нафти. Найчастіше при такій перегонці отримують чотири летючі фракції, які потім піддаються подальшому поділу.
Основні фракції нафти наступні:
• газолінова фракція, що збирається від 40 до 200 ° С, містить вуглеводні від С 5 Н 12 до З 11 Н 24. При подальшій перегонці виділеної фракції одержують газолін (t кип = 40-70 ° С), бензин
(T кип = 70-120 ° С) - авіаційний, автомобільний і т.д.
• Лігроїнова фракція, що збирається в межах від 150 до 250 ° С, містить вуглеводні від С 8 Н 18 до С 14 Н 30. Нафта застосовується як пальне для тракторів. Великі кількості лігроїну переробляють в бензин.
• Гасова фракція включає вуглеводні від С 12 Н 26 до С 18 Н 38 з температурою кипіння від 180 до 300 ° С. Гас після очищення використовується як пальне для тракторів, реактивних літаків і ракет.
• газойлева фракція (t кип> 275 ° С), по-іншому називається дизельним паливом.
• Залишок після перегонки нафти - мазут - містить вуглеводні з великим числом атомів вуглецю (до багатьох десятків) у молекулі. Мазут також розділяють на фракції перегонкою під зменшеним тиском, щоб уникнути розкладання. У результаті отримують соляровим масла (дизельне паливо), мастила (автотракторні, авіаційні, індустріальні та ін), вазелін (технічний вазелін застосовується для змащування металевих виробів з метою запобігання їх від корозії, очищений вазелін використовується як основа для косметичних засобів і в медицині ). З деяких сортів нафти одержують парафін (для виробництва сірників, свіч і ін.) Після відгонки летких компонентів з мазуту залишається гудрон. Його широко застосовують в дорожньому будівництві. Крім переробки на мастила мазут також використовують в якості рідкого палива в котельних установках.
3. Метод одноразового і поступового випаровування
Поділ нафти на складові частини (фракції) за їх температур кипіння з метою одержання товарних нафтопродуктів або їх компонентів. Перегонка нафти-початковий процес переробки нафти на нафтопереробних заводах, заснований на тому, що при нагріванні нафти утворюється парова фаза, що відрізняється за складом від рідини. Фракції, одержувані в результаті перегонки нафти, звичайно являють собою суміші вуглеводнів. За допомогою методів багаторазового перегонки нафтових фракцій вдається виділити деякі індивідуальні вуглеводні. Перегонка нафти здійснюється методами одноразового випаровування (рівноважна дистиляція) або поступового випаровування (проста перегонка, або фракційна дистиляція); з ректифікацією і без неї; у присутності перегрітої водяної пари-яка випаровується агента; при атмосферному тиску і під вакуумом. При рівноважної дистиляції поділ нафти на фракції відбувається менш чітко в порівнянні з простою перегонкою. Однак у першому випадку при одній і тій же температурі нагріву в пароподібний стан переходить велика частина нафти. У лабораторній практиці в основному застосовується проста перегонка нафти з ректифікацією парової фази на установках періодичної дії. У промисловості використовується перегонка нафти з одноразовим випаром у поєднанні з ректифікацією парової та рідкої фаз. Таке поєднання дозволяє проводити перегонку нафти на установках безперервної дії і добиватися високої чіткості розділення нафти на фракції, економного витрачання палива на її нагрівання. Застосування водяної пари призводить до зниження температурного режиму, збільшення відбору нафтових фракцій і підвищення концентрації висококиплячих компонентів у залишку. На промислових установках перегонка нафти спочатку проводиться при атмосферному тиску, а потім під вакуумом. При атмосферної перегонки нафту нагрівається не вище 370 ° С, тому що при більш високій температурі починається розщеплення вуглеводнів - крекінг, а це небажано із-за того, що утворюються ненасичені вуглеводні різко знижують якість і вихід цільових продуктів.
У результаті атмосферної перегонка нафти відганяються фракції, що википають приблизно від 30 до 350-360 ° С, і в залишку залишається мазут. З нафтових фракцій, що википають до 360 ° С, виходять різні види палив (бензини, палива для реактивних і дизельних двигунів), сировина для нафтохімічного синтезу (бензол, етилбензол, ксилоли, етилен, пропілен, бутадієн), розчинники та ін Подальша перегонка мазуту проводиться під вакуумом (залишковий тиск 5,3-8 кн / м 2, або 40-60 мм рт. ст.), щоб звести до мінімуму крекінг вуглеводнів. В СРСР на ряді нафтопереробних заводів продуктивність установок атмосферно-вакуумної переробки нафти доводилася до 8 млн. т нафти на рік.
При перегонці з однократним випаровуванням нафту нагрівають у змійовику будь-якого підігрівача до заздалегідь заданої температури. У міру підвищення температури утворюється все більше пар, які знаходяться в рівновазі з рідкою фазою, і при заданій температурі парорідинних суміш залишає підігрівач і надходить у адіабатичний випарник. Останній являє собою порожнистий циліндр, в якому парова фаза відділяється від рідкої. Температура парової та рідкої фаз в цьому випадку одна й та ж. Чіткість розділення нафти на фракції при перегонці з однократним випаровуванням найгірша.
Перегонка з багаторазовим випаровуванням складається з двох або більше одноразових процесів перегонки з підвищенням робочої температури на кожному етапі.
Якщо при кожному одноразовому випаровуванні нафти відбувається нескінченно мала зміна її фазового стану, а число одноразових випарів нескінченно велике, то така перегонка є перегонкою з поступовим випаром.
Чіткість розділення нафти на фракції при перегонці з однократним випаровуванням найгірша у порівнянні з перегонкою з багаторазовим і поступовим випаровуванням.
Якщо для нафтової фракції побудувати криві розгону з одноразовим і багаторазовим випаровуванням, то виявиться, що температура початку кипіння фракцій при одноразовому випаровуванні вище, а кінця кипіння нижче, ніж при багаторазовому випаровуванні. Якщо високої чіткості поділу фракцій не потрібно, то метод одноразового випаровування економічніше. До того ж при максимально допустимій температурі нагріву нафти 350 - 370 ° С (при більш високій температурі починається розкладання вуглеводнів) більше продуктів переходить у парову фазу в порівнянні з багаторазовим або поступовим випаровуванням. Для відбору з нафти фракцій, що википають вище 350 - 370 ° С, застосовують вакуум або водяний пар. Використання в промисловості принципу перегонки з одноразовим випаром у поєднанні з ректифікацією парової та рідкої фаз дозволяє досягати високої чіткості розділення нафти на фракції, безперервності процесу і економічного витрачання палива на нагрів сировини. Вихідна нафту прокачується насосом через теплообмінники, де нагрівається під дією тепла відхідних нафтових фракцій і надходить у вогневій підігрівач (трубчасту піч). У трубчастої печі нафту нагрівається до заданої температури і входить до випарну частина (поживну секцію) ректифікаційної колони. У процесі нагрівання частина нафти переходить у парову фазу, яка при проходженні трубчастої печі весь час знаходиться в стані рівноваги з рідиною. Як тільки нафта у вигляді парорідинних суміші виходить з печі і входить в колону (де в результаті зниження тиску додатково випаровується частина сировини), парова фаза відділяється від рідкої і піднімається вгору по колоні, а рідка перетікає вниз. Парова фаза піддається ректифікації у верхній частині колони, рахуючи від місця введення сировини. У ректифікаційної колоні розміщені ректифікаційні тарілки, на яких здійснюється контакт піднімаються по колоні парів з стікає рідиною (флегмою). Флегма створюється в результаті того, що частина верхнього продукту, пройшовши конденсатор-холодильник, повертається в змозі на верхню тарілку і стікає на розташовані нижче, збагачуючи піднімаються пари низькокиплячих компонентами.
Для ректифікації рідкої частини сировини в нижній частині ректифікаційної частини колони під нижню тарілку необхідно вводити тепло або який-небудь випаровуючий агент. У результаті легка частина нижнього продукту переходить у парову фазу і тим самим створюється парове зрошення. Це зрошення, піднімаючись з самої нижньої тарілки і вступаючи в контакт зі стікає рідкою фазою, збагачує останню висококиплячих компонентах.
У результаті зверху колони безперервно відбирається низькокипляча фракція, знизу - висококиплячих залишок.
Випаровуючий агент вводиться в ректифікаційної колону з метою підвищення концентрації висококиплячих компонентів у залишку від перегонки нафти. Як випаровує агента використовуються пари бензину, лігроїну, гасу, інертний газ, найчастіше - водяний пар.
У присутності водяної пари в ректифікаційної колоні знижується парціальний тиск вуглеводнів, а отже їх температура кипіння. У результаті найбільш низкокипящие вуглеводні, що знаходяться в рідкій фазі після одноразового випаровування, переходять в пароподібний стан і разом з водяною парою підіймаються вгору по колоні. Водяна пара проходить усю ректифікаційної колони і йде з верхнім продуктом, знижуючи температуру в ній на 10 - 20 ° С. На практиці застосовують перегрітий водяний пар і вводять його в колону з температурою, що дорівнює температурі подається сировини або трохи вище (зазвичай не насичений пар при температурі 350 - 450 ° С під тиском 2 - 3ат).
Вплив водяної пари полягає в наступному:
- Інтенсивно перемішується кипляча рідина, що сприяє випаровуванню низькокиплячих вуглеводнів;
- Створюється велика поверхня випаровування тим, що випаровування вуглеводнів відбувається всередину безлічі бульбашок водяної пари.
Витрата водяної пари залежить від кількості відпарювати компонентів, їх природи та умов внизу колони. Для хорошої ректифікації рідкої фази внизу колони необхідно, щоб приблизно 25% її переходило в пароподібний стан.
У випадку застосування як випаровує агента інертного газу відбувається велика економії тепла, що витрачається на виробництво перегрітого пара, і зниження витрати води, що йде на його конденсацію. Досить раціонально застосовувати інертний газ при перегонці сірчистого сировини, тому що сірчисті з'єднання в присутності вологи викликають інтенсивну корозію апаратів. Однак інертний газ не отримав широкого застосування при перегонці нафти через громіздкість підігрівачів газу та конденсаторів парогазової суміші (низького коефіцієнта тепловіддачі) і труднощі відділення відганяє нафтопродукту від газового потоку.
Зручно в якості випаровує агента використовувати легкі нафтові фракції - лігроїну-керосино-газойлеві фракції, тому що це виключає застосування відкритого водяної пари при перегонці сірчистого сировини, вакууму і вакуумсоздающей апаратури, і, в той же час, позбавляє від зазначених складнощів роботи з інертним газом.
Чим нижче температура кипіння випаровує агента і більше його відносна кількість, тим нижче температура перегонки. Однак чим легше випаровуючий агент, тим більше його губиться в процесі перегонки. Тому як випаровує агента рекомендується застосовувати лігроїну-керосино-газойлеві фракції.
4. Криві ІТК та ОІ як характеристики нафти
Одноразова перегонка здійснюється випаровуванням або дроселюванням рідкої суміші. У зв'язку з цим для отримання заданої частки відгону сировини одноразове випаровування дозволяє вести процес розділення з меншою ймовірністю термічного розкладання компонентів суміші. У тому випадку, коли летючості компонентів суміші, що розділяється розрізняються значно і залишок являє собою суміш важких вуглеводнів з смолисто-асфальтенових сполуками, поділ методом дроселювання може викликати досить різке зниження температури і збільшення в'язкості залишку.
Вакуум і водяний пар знижують парціальний тиск компонентів суміші і викликають тим самим кипіння рідини при меншій температурі. Проста перегонка нафтових сумішей зображується кривими одноразового випаровування (ОІ), що встановлюють залежність частки відгону від температури нагрівання суміші. Криві ОІ характеризують також умовні температури кипіння сумiшi при нечіткому їх поділі, а початкові і кінцеві точки кривої ОІ визначають відповідно істинні температури кипіння рідких сумішей і конденсації парових сумішей заданого складу. Для рівномірно википає суміші криві ОІ мають незначну кривизну на початку і в кінці і є практично прямими лініями.
При визначенні складу фракційного нафту і нафтопродукти переганяють в стандартному приладі при певних умовах і в системі координат ("температура-відгін") будують графік википання окремих вуглеводнів і їхніх сумішей. При нагріванні нафтопродукту в парову фазу, перш за все, переходять низкокипящие компоненти, що володіють високу летючість. У міру відгону низькокиплячих компонентів залишок збагачується висококиплячих компонентах. Щоб зробити кипіння невпинним, рідкий залишок безперервно підігрівають. При цьому в паровий простір переходять все нові і нові компоненти з все зростаючими температурами кипіння. Відходять пари конденсуються в вимірювальної ємності або відбираються за інтервалами температур кипіння компонентів у вигляді окремих нафтових фракцій. Дані розгонки представляють у вигляді таблиці або графіка ("температура кипіння -% відгону"). Лінії на цьому графіку називають кривими розгонки або кривими фракційного складу. При чіткому розподілі суміші (тобто при використанні лабораторних методів періодичної ректифікації) отримують криві істинних температур кипіння (ІТК), при нечіткому розподілі - криві умовних температур кипіння (криві стандартної розгонки). Найбільш важливими є криві ІТК. Їх використовують для визначення фракційного складу сирій нафті, розрахунку фізико-хімічних та експлуатаційних властивостей нафтопродуктів і параметрів технологічного режиму процесів перегонки і ректифікації нафтових сумішей. Різниця фізико-хімічних властивостей вуглеводнів використовується для поділу палив на вузькі групи вуглеводнів та ідентифікації цих груп, а адитивність деяких властивостей - для розрахунку кількісного вмісту груп вуглеводнів в суміші. При дослідженні нових нафт фракційний склад визначають на стандартних перегінних апаратах, забезпечених ректифікаційних колонками. Це дає змогу значно поліпшити чіткість погоноразделенія і побудувати за результатами фракціонування криву істинних температур кипіння. Крива ІТК показує потенційне зміст в нафті окремих (вузьких) фракцій, які є основою для подальшої їх переробки і отримання товарних нафтопродуктів (автобензини, реактивних, дизельних і енергетичних палив, мастила та ін.)
Висновок
Нафта, нафтові фракції та нафтопродукти є, як правило, суміші дуже великого числа близько киплячих компонентів. Кількість компонентів у бензинових фракціях може досягати 500, а в масляних фракціях ще більше. Як правило, їх поділяють шляхом перегонки на окремі частини, кожна з яких є менш складною сумішшю. Нафтові фракції, на відміну від індивідуальних сполук, що не мають постійної температури кипіння. Вони википають у певних інтервалах температур, тобто мають температури початку і кінця кипіння (ТНК і ТКК). Тнк і ТКК залежать від хімічного складу фракції. Таким чином, фракційний склад нафти і нафтопродукту показує вміст у них (в об'ємних або вагових відсотках) різних фракцій, які википають у певних температурних межах. Цей показник є найважливішою характеристикою нафтових сумішей і має велике практичне значення.
Повні дані про характеристику складу нафти і нафтопродуктів дозволяють вирішувати головні питання переробки: проводити сортування нафти і нафтопродуктів на базах змішування, визначати варіанти переробки нафти (паливний, топливно-масляний, або нафтохімічний), вибирати схеми переробки, визначати глибину відбору масляних фракцій від потенціалу ( відношення маси фракцій, виділених на установці, до їх маси, що міститься в нафті), вихід окремих фракцій. Знання фракційного складу нафтопродукту дозволяє розрахувати їх найважливіші експлуатаційні характеристики. Внаслідок особливостей хімічного складу нафт різних родовищ, фізико-хімічні характеристики ідентичних по температурі кипіння фракцій будуть неоднакові. Кожна нафту має свою характерну криву розгону, обумовлену специфічним розподілом в ній окремих компонентів (вуглеводневих і не вуглеводневого сполук) як за змістом, так і по температурі кипіння.
Зміни фізико-хімічних характеристик взаємно корелюють. На цьому засновані багато методи визначення характеристик і складу нафти і нафтопродуктів, і в даний час накопичений значний обсяг інформації про кореляційних взаємозв'язках. Однак більшість із них знайшли обмежене застосування через громіздкість і непристосованості для використання в інформаційних технологіях.
Список використаної літератури
9. Еріх В.М., Расіна М.Г., Рудін М.Г. "Хімія і технологія нафти і газу". Ленінград, "Хімія", 1972.
10. Скобла А.І., Трегубова І.А., Єгоров М.М. "Процеси і апарати, нафтопереробної і нафтохімічної промисловості". Москва, Державне науково-технічне вид., 1962.
11. Нестеров І.І., Рябухін Г.Є. "Таємниці нафтової колисці". Свердловськ, Середньо-Уральське книжкове видавництво, 1984.
12. Судо М. М. "Нафта та горючі гази в сучасному світі". Москва, Надра, 1984.
Додаток
Введення
1. Фракційний склад нафти
2. Основні нафтові фракції
3. Метод одноразового і поступового випаровування
4. Криві ІТК та ОІ як характеристика нафти
Висновок
Список використаної літератури
Додаток
Введення
Нафта являє собою складну суміш рідких органічних речовин, у яких розчинені різні тверді вуглеводні й смолисті речовини. Крім того, часто в ній розчинені і супутні нафти газоподібні вуглеводні. Поділ складних сумішей на більш прості або в межі - на індивідуальні компоненти називається фракціонуванням. Методи поділу базуються на різниці фізичних, поверхневих і хімічних властивостей поділюваних компонентів. При дослідженні та переробці нафти і газу використовуються такі методи поділу: фізична стабілізація (дегазація), перегонка та ректифікація, перегонка під вакуумом, азеотропная перегонка, молекулярна перегонка, адсорбція, хроматографія, застосування молекулярних сит, екстракція, кристалізація з розчинів, обробка як хімічними реагентами , так і карбамідом (з метою виділення парафінів нормальної будови). Всіма цими методами можливо отримати різні фракції, за складом і властивостями різко відрізняються від вихідного продукту. Часто ці методи комбінують. Так, наприклад, абсорбція і екстракція при поділі смолистих речовин або екстракція і перегонка в процесі екстрактивний перегонки. При детальному дослідженні хімічного складу нафти практично використовуються всі перераховані вище методи.
Найбільш поширені методи і покладені в основу заводської переробки нафти. У процесі перегонки при поступово підвищується температурі компоненти нафти відганяються в порядку зростання їх температур кипіння.
Для всіх індивідуальних речовин температура кипіння при даному тиску є фізичною константою. Так як нафта являє собою суміш великого числа органічних речовин, що володіють різним тиском насичених парів, то говорити про температуру кипіння нафти не можна.
В умовах лабораторної перегонки нафти або нафтопродуктів при поступово підвищується температурі окремі компоненти відганяються в порядку зростання їх температур кипіння, або те ж саме, у порядку зменшення тиску їх насичених парів. Отже, нафту і її продукти характеризуються не температурами кипіння, а температурними межами початку і кінця кипіння і виходом окремих фракцій, переганяється в певних температурних інтервалах. За результатами перегонки і судять про фракційному складі.
1. Фракційний склад нафти
Оскільки нафта являє собою багатокомпонентну безперервну суміш вуглеводнів і гетероатомних сполук, то звичайними методами перегонки не вдається розділити їх на індивідуальні сполуки зі строго певними фізичними константами, зокрема температурою кипіння при даному тиску Прийнято розділяти нафту і нафтопродукти шляхом перегонки на окремі компоненти, кожен з яких є менш складною сумішшю. Такі компоненти називають фракціями або дистиляту. В умовах лабораторної або промислової перегонки окремі нафтові фракції відганяються при постійно зростаючій температурі кипіння. Отже, нафту та її фракції характеризуються не температурою кипіння, а температурними межами початку кипіння і кінця кипіння.
При дослідженні якості нових нафт (тобто складанні технічного паспорта), їх фракційний склад визначають на стандартних перегінних апаратах, забезпечених ректифікаційних колонах (наприклад, на Арн-2 за ГОСТ 11011-85). Це дозволяє значно поліпшити чіткість погоноразделенія і побудувати за результатами перегонки так звану криву істинної температури кипіння в координатах температура - вихід фракцій у% мас., (Або% об.).
Нафти різних родовищ значно різняться за фракційним складом і, отже, по потенційному змісту дистилятів моторного палива і мастил. Більшість нафт містить 10-30% бензинових фракцій, що википають до 200% і 40-65% керосіногазойлевих фракцій, переганяється до 350 ° С. Відомі родовища легких нафт з високим вмістом світлих (до 350 ° С). Так, Самотлорському нафту містить 58% світлих, а газоконденсату більшості родовищ майже повністю (85-90%) складаються зі світлих. Видобуваються також дуже важкі нафти, що складаються в основному з висококиплячих фракцій (наприклад, нафта Ярегское родовища, що добувається шахтним способом).
Вуглеводний склад нафти - є найбільш важливим показником їх якості, що визначає вибір методу переробки, асортимент і експлуатаційні властивості отримуваних нафтопродуктів. У вихідних нафтах містяться в різних співвідношеннях всі класи вуглеводів, крім алкенів: алкани, циклани, арени, а також гетероатомних з'єднання. Алкани (СnН2n +2) - парафінові вуглеводи - складають значну частину групових компонентів нафти, газоконденсату та природних газів. Загальний вміст їх у нафтах становить 25-75% мас. і лише в деяких парафінистих нафтах типу Мангишлакскій досягає 40-50%. З підвищенням молярної фракцій нафти вміст у них алканів зменшується. Попутні нафтові та природні гази практично повністю, а прямогонні бензини найчастіше на 60-70% складаються з алканів. У масляних фракціях їх вміст знижується до 5-20% мас. З алканів в бензинах переважають 2 - і 3-монометілзамещенние, при цьому частка Ізоалканів з четвертинним вуглецевим атомом менше, а етил-і пропілзамещенние ізоалкани практично відсутні. Зі збільшенням числа атомів вуглецю в молекулі алканів понад 8 відносний вміст монозаміщення знижується. У газойльових фракціях (200-350 ° С) нафт містяться алкани від додекана до ейкозана. Встановлено, що серед алканів в них переважають монометілзамещенние і изопреноидной (з чергуванням бічних метильних груп через три вуглецевих атома в основі вуглецевого ланцюга) структури. У середньому вміст алканів изопреноидной будови складає близько 10-11%.
Циклоалкани (ц. СnН2n) - нафтенові вуглеводи - входять до складу всіх фракцій нафт, крім газів. У середньому в нафтах різних типів вони містяться від 25 до 80% мас. Бензинові та гасові фракції представлені в основному гомологами циклопентану і циклогексану, переважно з короткими (C1 - С3) алкілзаміщених цікланамі. Висококиплячі фракції містять переважно поліциклічні гомологи цікланов з 2-4 однаковими або різними цікланамі зчленованого або конденсованого типу будови. Розподіл цікланов по фракціях нафти найрізноманітніше. Їх зміст зростає в міру ускладнення фракцій і тільки в найбільш висококиплячих масляних фракціях падає. Можна відзначити наступне розподіл ізомерів цікланов: серед С7 - циклопентаном переважають 1,2 - і 1,3-діметілзамещенние; С8 - циклопентан представлені переважно тріметілзамещеннимі; серед алкілціклогексанов переважає частка ди-і тріметілзамещенние, що не містять четвертинного атома вуглецю.
Циклани є найбільш високоякісної складовою частиною моторного палива і мастил. Моноцікліческіе циклани надають моторного палива високі експлуатаційні властивості, є більш якісною сировиною у процесах каталітичного риформінгу. У складі мастил вони забезпечують мале зміна в'язкості від температури (тобто високий індекс). При однаковому числі вуглецевих атомів циклани в порівнянні з алканами характеризуються більшою щільністю і, що особливо важливо, меншою температурою застигання.
Арени (ароматичні вуглеводні) з емпіричної формулою СnНn +2-2 Ка (де Ка - кількість аренових кілець) - містяться в нафтах звичайно в меншій кількості (15-50%), ніж алкани і циклани, і представлені гомологами бензолу в бензинових фракціях. Розподіл їх за фракціями різна і залежить від ступеня ароматизований нафти, що виражається в її щільність. У легенях нафтах вміст аренів з підвищенням температури кипіння фракції, як правило, знижується. Нафти середньої щільності цікланового типу характеризуються майже рівномірним розподілом аренів по фракціях. У важких нафтах зміст їх різко зростає з підвищенням температури кипіння фракцій. Встановлена наступна закономірність розподілу ізомерів аренів у бензинових фракціях: з C8-аренів більше 1,3-діметілзамещенних, ніж етилбензолу; С9-аренів переважають 1,2,4-тріметілзамещенние. Арени є цінними компонентами у автобензин (з високими октановим числом), але небажаними в реактивному паливі та дизельному паливі. Моноцікліческіе арени з довгими бічними ланцюгами алкільними надають мастил високі в'язкісно-температурні властивості.
2. Основні нафтові фракції
З нафти виділяють різноманітні продукти, що мають велике практичне значення. Спочатку з неї видаляють розчинені газоподібні вуглеводні (переважно метан). Після відгонки летких вуглеводнів нафту нагрівають. Першими переходять у пароподібний стан і відганяються вуглеводні з невеликим числом атомів вуглецю в молекулі, що мають відносно низьку температуру кипіння. З підвищенням температури суміші переганяються вуглеводні з більш високою температурою кипіння. Таким чином можна зібрати окремі суміші (фракції) нафти. Найчастіше при такій перегонці отримують чотири летючі фракції, які потім піддаються подальшому поділу.
Основні фракції нафти наступні:
• газолінова фракція, що збирається від 40 до 200 ° С, містить вуглеводні від С 5 Н 12 до З 11 Н 24. При подальшій перегонці виділеної фракції одержують газолін (t кип = 40-70 ° С), бензин
(T кип = 70-120 ° С) - авіаційний, автомобільний і т.д.
• Лігроїнова фракція, що збирається в межах від 150 до 250 ° С, містить вуглеводні від С 8 Н 18 до С 14 Н 30. Нафта застосовується як пальне для тракторів. Великі кількості лігроїну переробляють в бензин.
• Гасова фракція включає вуглеводні від С 12 Н 26 до С 18 Н 38 з температурою кипіння від 180 до 300 ° С. Гас після очищення використовується як пальне для тракторів, реактивних літаків і ракет.
• газойлева фракція (t кип> 275 ° С), по-іншому називається дизельним паливом.
• Залишок після перегонки нафти - мазут - містить вуглеводні з великим числом атомів вуглецю (до багатьох десятків) у молекулі. Мазут також розділяють на фракції перегонкою під зменшеним тиском, щоб уникнути розкладання. У результаті отримують соляровим масла (дизельне паливо), мастила (автотракторні, авіаційні, індустріальні та ін), вазелін (технічний вазелін застосовується для змащування металевих виробів з метою запобігання їх від корозії, очищений вазелін використовується як основа для косметичних засобів і в медицині ). З деяких сортів нафти одержують парафін (для виробництва сірників, свіч і ін.) Після відгонки летких компонентів з мазуту залишається гудрон. Його широко застосовують в дорожньому будівництві. Крім переробки на мастила мазут також використовують в якості рідкого палива в котельних установках.
3. Метод одноразового і поступового випаровування
Поділ нафти на складові частини (фракції) за їх температур кипіння з метою одержання товарних нафтопродуктів або їх компонентів. Перегонка нафти-початковий процес переробки нафти на нафтопереробних заводах, заснований на тому, що при нагріванні нафти утворюється парова фаза, що відрізняється за складом від рідини. Фракції, одержувані в результаті перегонки нафти, звичайно являють собою суміші вуглеводнів. За допомогою методів багаторазового перегонки нафтових фракцій вдається виділити деякі індивідуальні вуглеводні. Перегонка нафти здійснюється методами одноразового випаровування (рівноважна дистиляція) або поступового випаровування (проста перегонка, або фракційна дистиляція); з ректифікацією і без неї; у присутності перегрітої водяної пари-яка випаровується агента; при атмосферному тиску і під вакуумом. При рівноважної дистиляції поділ нафти на фракції відбувається менш чітко в порівнянні з простою перегонкою. Однак у першому випадку при одній і тій же температурі нагріву в пароподібний стан переходить велика частина нафти. У лабораторній практиці в основному застосовується проста перегонка нафти з ректифікацією парової фази на установках періодичної дії. У промисловості використовується перегонка нафти з одноразовим випаром у поєднанні з ректифікацією парової та рідкої фаз. Таке поєднання дозволяє проводити перегонку нафти на установках безперервної дії і добиватися високої чіткості розділення нафти на фракції, економного витрачання палива на її нагрівання. Застосування водяної пари призводить до зниження температурного режиму, збільшення відбору нафтових фракцій і підвищення концентрації висококиплячих компонентів у залишку. На промислових установках перегонка нафти спочатку проводиться при атмосферному тиску, а потім під вакуумом. При атмосферної перегонки нафту нагрівається не вище 370 ° С, тому що при більш високій температурі починається розщеплення вуглеводнів - крекінг, а це небажано із-за того, що утворюються ненасичені вуглеводні різко знижують якість і вихід цільових продуктів.
У результаті атмосферної перегонка нафти відганяються фракції, що википають приблизно від 30 до 350-360 ° С, і в залишку залишається мазут. З нафтових фракцій, що википають до 360 ° С, виходять різні види палив (бензини, палива для реактивних і дизельних двигунів), сировина для нафтохімічного синтезу (бензол, етилбензол, ксилоли, етилен, пропілен, бутадієн), розчинники та ін Подальша перегонка мазуту проводиться під вакуумом (залишковий тиск 5,3-8 кн / м 2, або 40-60 мм рт. ст.), щоб звести до мінімуму крекінг вуглеводнів. В СРСР на ряді нафтопереробних заводів продуктивність установок атмосферно-вакуумної переробки нафти доводилася до 8 млн. т нафти на рік.
При перегонці з однократним випаровуванням нафту нагрівають у змійовику будь-якого підігрівача до заздалегідь заданої температури. У міру підвищення температури утворюється все більше пар, які знаходяться в рівновазі з рідкою фазою, і при заданій температурі парорідинних суміш залишає підігрівач і надходить у адіабатичний випарник. Останній являє собою порожнистий циліндр, в якому парова фаза відділяється від рідкої. Температура парової та рідкої фаз в цьому випадку одна й та ж. Чіткість розділення нафти на фракції при перегонці з однократним випаровуванням найгірша.
Перегонка з багаторазовим випаровуванням складається з двох або більше одноразових процесів перегонки з підвищенням робочої температури на кожному етапі.
Якщо при кожному одноразовому випаровуванні нафти відбувається нескінченно мала зміна її фазового стану, а число одноразових випарів нескінченно велике, то така перегонка є перегонкою з поступовим випаром.
Чіткість розділення нафти на фракції при перегонці з однократним випаровуванням найгірша у порівнянні з перегонкою з багаторазовим і поступовим випаровуванням.
Якщо для нафтової фракції побудувати криві розгону з одноразовим і багаторазовим випаровуванням, то виявиться, що температура початку кипіння фракцій при одноразовому випаровуванні вище, а кінця кипіння нижче, ніж при багаторазовому випаровуванні. Якщо високої чіткості поділу фракцій не потрібно, то метод одноразового випаровування економічніше. До того ж при максимально допустимій температурі нагріву нафти 350 - 370 ° С (при більш високій температурі починається розкладання вуглеводнів) більше продуктів переходить у парову фазу в порівнянні з багаторазовим або поступовим випаровуванням. Для відбору з нафти фракцій, що википають вище 350 - 370 ° С, застосовують вакуум або водяний пар. Використання в промисловості принципу перегонки з одноразовим випаром у поєднанні з ректифікацією парової та рідкої фаз дозволяє досягати високої чіткості розділення нафти на фракції, безперервності процесу і економічного витрачання палива на нагрів сировини. Вихідна нафту прокачується насосом через теплообмінники, де нагрівається під дією тепла відхідних нафтових фракцій і надходить у вогневій підігрівач (трубчасту піч). У трубчастої печі нафту нагрівається до заданої температури і входить до випарну частина (поживну секцію) ректифікаційної колони. У процесі нагрівання частина нафти переходить у парову фазу, яка при проходженні трубчастої печі весь час знаходиться в стані рівноваги з рідиною. Як тільки нафта у вигляді парорідинних суміші виходить з печі і входить в колону (де в результаті зниження тиску додатково випаровується частина сировини), парова фаза відділяється від рідкої і піднімається вгору по колоні, а рідка перетікає вниз. Парова фаза піддається ректифікації у верхній частині колони, рахуючи від місця введення сировини. У ректифікаційної колоні розміщені ректифікаційні тарілки, на яких здійснюється контакт піднімаються по колоні парів з стікає рідиною (флегмою). Флегма створюється в результаті того, що частина верхнього продукту, пройшовши конденсатор-холодильник, повертається в змозі на верхню тарілку і стікає на розташовані нижче, збагачуючи піднімаються пари низькокиплячих компонентами.
Для ректифікації рідкої частини сировини в нижній частині ректифікаційної частини колони під нижню тарілку необхідно вводити тепло або який-небудь випаровуючий агент. У результаті легка частина нижнього продукту переходить у парову фазу і тим самим створюється парове зрошення. Це зрошення, піднімаючись з самої нижньої тарілки і вступаючи в контакт зі стікає рідкою фазою, збагачує останню висококиплячих компонентах.
У результаті зверху колони безперервно відбирається низькокипляча фракція, знизу - висококиплячих залишок.
Випаровуючий агент вводиться в ректифікаційної колону з метою підвищення концентрації висококиплячих компонентів у залишку від перегонки нафти. Як випаровує агента використовуються пари бензину, лігроїну, гасу, інертний газ, найчастіше - водяний пар.
У присутності водяної пари в ректифікаційної колоні знижується парціальний тиск вуглеводнів, а отже їх температура кипіння. У результаті найбільш низкокипящие вуглеводні, що знаходяться в рідкій фазі після одноразового випаровування, переходять в пароподібний стан і разом з водяною парою підіймаються вгору по колоні. Водяна пара проходить усю ректифікаційної колони і йде з верхнім продуктом, знижуючи температуру в ній на 10 - 20 ° С. На практиці застосовують перегрітий водяний пар і вводять його в колону з температурою, що дорівнює температурі подається сировини або трохи вище (зазвичай не насичений пар при температурі 350 - 450 ° С під тиском 2 - 3ат).
Вплив водяної пари полягає в наступному:
- Інтенсивно перемішується кипляча рідина, що сприяє випаровуванню низькокиплячих вуглеводнів;
- Створюється велика поверхня випаровування тим, що випаровування вуглеводнів відбувається всередину безлічі бульбашок водяної пари.
Витрата водяної пари залежить від кількості відпарювати компонентів, їх природи та умов внизу колони. Для хорошої ректифікації рідкої фази внизу колони необхідно, щоб приблизно 25% її переходило в пароподібний стан.
У випадку застосування як випаровує агента інертного газу відбувається велика економії тепла, що витрачається на виробництво перегрітого пара, і зниження витрати води, що йде на його конденсацію. Досить раціонально застосовувати інертний газ при перегонці сірчистого сировини, тому що сірчисті з'єднання в присутності вологи викликають інтенсивну корозію апаратів. Однак інертний газ не отримав широкого застосування при перегонці нафти через громіздкість підігрівачів газу та конденсаторів парогазової суміші (низького коефіцієнта тепловіддачі) і труднощі відділення відганяє нафтопродукту від газового потоку.
Зручно в якості випаровує агента використовувати легкі нафтові фракції - лігроїну-керосино-газойлеві фракції, тому що це виключає застосування відкритого водяної пари при перегонці сірчистого сировини, вакууму і вакуумсоздающей апаратури, і, в той же час, позбавляє від зазначених складнощів роботи з інертним газом.
Чим нижче температура кипіння випаровує агента і більше його відносна кількість, тим нижче температура перегонки. Однак чим легше випаровуючий агент, тим більше його губиться в процесі перегонки. Тому як випаровує агента рекомендується застосовувати лігроїну-керосино-газойлеві фракції.
4. Криві ІТК та ОІ як характеристики нафти
Одноразова перегонка здійснюється випаровуванням або дроселюванням рідкої суміші. У зв'язку з цим для отримання заданої частки відгону сировини одноразове випаровування дозволяє вести процес розділення з меншою ймовірністю термічного розкладання компонентів суміші. У тому випадку, коли летючості компонентів суміші, що розділяється розрізняються значно і залишок являє собою суміш важких вуглеводнів з смолисто-асфальтенових сполуками, поділ методом дроселювання може викликати досить різке зниження температури і збільшення в'язкості залишку.
Вакуум і водяний пар знижують парціальний тиск компонентів суміші і викликають тим самим кипіння рідини при меншій температурі. Проста перегонка нафтових сумішей зображується кривими одноразового випаровування (ОІ), що встановлюють залежність частки відгону від температури нагрівання суміші. Криві ОІ характеризують також умовні температури кипіння сумiшi при нечіткому їх поділі, а початкові і кінцеві точки кривої ОІ визначають відповідно істинні температури кипіння рідких сумішей і конденсації парових сумішей заданого складу. Для рівномірно википає суміші криві ОІ мають незначну кривизну на початку і в кінці і є практично прямими лініями.
При визначенні складу фракційного нафту і нафтопродукти переганяють в стандартному приладі при певних умовах і в системі координат ("температура-відгін") будують графік википання окремих вуглеводнів і їхніх сумішей. При нагріванні нафтопродукту в парову фазу, перш за все, переходять низкокипящие компоненти, що володіють високу летючість. У міру відгону низькокиплячих компонентів залишок збагачується висококиплячих компонентах. Щоб зробити кипіння невпинним, рідкий залишок безперервно підігрівають. При цьому в паровий простір переходять все нові і нові компоненти з все зростаючими температурами кипіння. Відходять пари конденсуються в вимірювальної ємності або відбираються за інтервалами температур кипіння компонентів у вигляді окремих нафтових фракцій. Дані розгонки представляють у вигляді таблиці або графіка ("температура кипіння -% відгону"). Лінії на цьому графіку називають кривими розгонки або кривими фракційного складу. При чіткому розподілі суміші (тобто при використанні лабораторних методів періодичної ректифікації) отримують криві істинних температур кипіння (ІТК), при нечіткому розподілі - криві умовних температур кипіння (криві стандартної розгонки). Найбільш важливими є криві ІТК. Їх використовують для визначення фракційного складу сирій нафті, розрахунку фізико-хімічних та експлуатаційних властивостей нафтопродуктів і параметрів технологічного режиму процесів перегонки і ректифікації нафтових сумішей. Різниця фізико-хімічних властивостей вуглеводнів використовується для поділу палив на вузькі групи вуглеводнів та ідентифікації цих груп, а адитивність деяких властивостей - для розрахунку кількісного вмісту груп вуглеводнів в суміші. При дослідженні нових нафт фракційний склад визначають на стандартних перегінних апаратах, забезпечених ректифікаційних колонками. Це дає змогу значно поліпшити чіткість погоноразделенія і побудувати за результатами фракціонування криву істинних температур кипіння. Крива ІТК показує потенційне зміст в нафті окремих (вузьких) фракцій, які є основою для подальшої їх переробки і отримання товарних нафтопродуктів (автобензини, реактивних, дизельних і енергетичних палив, мастила та ін.)
Висновок
Нафта, нафтові фракції та нафтопродукти є, як правило, суміші дуже великого числа близько киплячих компонентів. Кількість компонентів у бензинових фракціях може досягати 500, а в масляних фракціях ще більше. Як правило, їх поділяють шляхом перегонки на окремі частини, кожна з яких є менш складною сумішшю. Нафтові фракції, на відміну від індивідуальних сполук, що не мають постійної температури кипіння. Вони википають у певних інтервалах температур, тобто мають температури початку і кінця кипіння (ТНК і ТКК). Тнк і ТКК залежать від хімічного складу фракції. Таким чином, фракційний склад нафти і нафтопродукту показує вміст у них (в об'ємних або вагових відсотках) різних фракцій, які википають у певних температурних межах. Цей показник є найважливішою характеристикою нафтових сумішей і має велике практичне значення.
Повні дані про характеристику складу нафти і нафтопродуктів дозволяють вирішувати головні питання переробки: проводити сортування нафти і нафтопродуктів на базах змішування, визначати варіанти переробки нафти (паливний, топливно-масляний, або нафтохімічний), вибирати схеми переробки, визначати глибину відбору масляних фракцій від потенціалу ( відношення маси фракцій, виділених на установці, до їх маси, що міститься в нафті), вихід окремих фракцій. Знання фракційного складу нафтопродукту дозволяє розрахувати їх найважливіші експлуатаційні характеристики. Внаслідок особливостей хімічного складу нафт різних родовищ, фізико-хімічні характеристики ідентичних по температурі кипіння фракцій будуть неоднакові. Кожна нафту має свою характерну криву розгону, обумовлену специфічним розподілом в ній окремих компонентів (вуглеводневих і не вуглеводневого сполук) як за змістом, так і по температурі кипіння.
Зміни фізико-хімічних характеристик взаємно корелюють. На цьому засновані багато методи визначення характеристик і складу нафти і нафтопродуктів, і в даний час накопичений значний обсяг інформації про кореляційних взаємозв'язках. Однак більшість із них знайшли обмежене застосування через громіздкість і непристосованості для використання в інформаційних технологіях.
Список використаної літератури
1. Обрядчіков С. М., Принципи перегонки нафти, М. - Л., 1940.
2. Дияр І.М., Батуева І.Ю., Садиков О.Н., Солодова Н.Л. Хімія нафти. Керівництво до лабораторних занять: Навчальний посібник для вузів. - Л.: Хімія, 1990.
3. Богомолов О. І., Гайлі А.А., Громова В.В. і др.Хімія нафти і газу: Навчальний посібник для вузів / Під ред. А. В. Проскурякова, А. Е. Драбкіна .- 3-тє вид., Доп. і випр. - СПб: Хімія, 1995.
4. Батуева І. Ю., Гайлі А.А., Поконова Ю.В. Хімія нафти. Під редакцією 3. І. Сюняєва. Ленинград: Хімія, 1984.
5. Соколов В. Л., Фурсов О. Я. Пошуки і розвідка нафтових і газових родовищ. - М.: Надра, 2000. - 296 с.
6. Довідник нафтопромислової геології / За ред. М. Є. Бикова. - Москва: Надра, 2001. - 525 с.
7. Супутник нафтогазопромислового геолога: Довідник / За ред. І. П. Чаловского. - М.: Надра, 2000. - 376 с.
8. Буланов О.М. «Регламент роботи цеху первинної підготовки нафти на" Бистрінський »НГВУ», Сургут, ВАТ «Сургутнефтегаз», 19979. Еріх В.М., Расіна М.Г., Рудін М.Г. "Хімія і технологія нафти і газу". Ленінград, "Хімія", 1972.
10. Скобла А.І., Трегубова І.А., Єгоров М.М. "Процеси і апарати, нафтопереробної і нафтохімічної промисловості". Москва, Державне науково-технічне вид., 1962.
11. Нестеров І.І., Рябухін Г.Є. "Таємниці нафтової колисці". Свердловськ, Середньо-Уральське книжкове видавництво, 1984.
12. Судо М. М. "Нафта та горючі гази в сучасному світі". Москва, Надра, 1984.
13. Дріацкая З.В., Мхчіян М.А., Жмихова Н.М. та інші «Нафти СРСР. Том 4 ». Москва, «Хімія», 1974.
14. Єременко Н. А. Довідник по геології нафти і газу. - Москва: Надра, 2002. - 485 с.
Додаток