Физико-химические характеристики нефти месторождения Карачаганак

25

Расчетная давления, МПа

1,6

Корпус, крышка и мешалки, соприкасающиеся с полимеризатом, изготовлены из нержавеющей стали.

Принципиальная схема получения цис-полиизопрена приведена на рисунке 5. Охлажденный до --20 °С раствор изопрена поступает в емкость для приема шихты 1. Шихта и раствор каталитического комплекса дозировочным насосом 2 подаются в первый из батареи последовательно включенных полимеризаторов 3. Охлаждение полимеризаторов и регулирование температуры полимеризации можно осуществлять за счет изменения массы подаваемого рассола в рубашки полимеризаторов, изменения температуры шихты, поступающей на полимеризацию, и режима подачи катализатора.

Переток раствора полимера из первого в последующие по ходу процесса полимеризаторы 3 осуществляется за счет постепенного уменьшения давления в реакторах.

Дезактивация катализатора, стабилизация полимера и отмывка полимеризата. По достижении требуемой глубины конверсии изопрена необходимо дезактивировать катализатор, содержащийся в полимеризате. Для дезактивации катализатора можно использовать спирты, кислоты, амины и другие соединения, реагирующие с компонентами каталитического комплекса с образованием водорастворимых соединений.

Из соображений экономики и эффективности, а также возможности регенерации дезактиватора из промывной воды в производстве СКИ-3 в качестве стоппера применяют метиловый или этиловый спирт. Эта стадия также показана на рисунке 5.



Рисунок 5. Схема получение цис-1,4-полиизопрена: 1 -- емкость для приема шихты; 2-- дозировочный насос; 3 -- полимеризаторы; 4, 8, 13. 17, 20 -- насосы; 5 -- емкость для метанолотолуольиой смеси; 6,7 -- аппараты для приготовления раствора стабилизатора; 9 -- смеситель; 10 ~ отмывая колонна; 11, 21 -- конденсаторы; 12 -- учредительная емкость; 14 -- крошкообразователи; 15 -- дегазатор; 16 -емкость для антиагломератора; 18 -- отпорная колонна; 19 -- емкость для сбора крошки: 22 -- сепаратор.

Раствор дезактиватора готовят смешением метанола с толуолом в емкости 5, затем насосом 4 смесь подается в аппарат 6. Поскольку полиизопрен обладает высокой реакционной способностью и в нем имеются примеси металлов переменной валентности (железа, меди), ускоряющие окислительную деструкцию, полиизопрен необходимо стабилизировать.

Эффективными стабилизаторами СКИ-3 являются соединения аминного и фенольного типов. На новых заводах синтетического каучука применяют смесь 0,5% неозона Д (нафтама-2, фенил-?-нафтиламина) и 0,5% ДФФД (N₁N-дифенил-n-фенилендиамина). Для получения светлых марок каучука используется ионол (2,6-ди-трет-бутил-4-метилфенол).

Хорошая растворимость стабилизаторов при 40 °С в дезактиваторе (смеси метанола в толуоле) позволяет совместить дезактивацию каталитического комплекса и стабилизацию каучука.

В аппаратах 6 и 7 при перемешивании и подогреве до-40 °С готовят раствор стабилизаторов в дезактиваторе.

Из аппарата 7 готовый раствор стабилизаторов в дезактиваторе поступает в дозировочный насос 2, а затем -- в нижнюю часть смесителя 9, снабженного Z-образной двух вальной мешалкой. Туда же поступает одновременно и полимеризат из последнего работающего в батарее полимеризатора 3. В смесителе 9 происходит одновременно разрушение каталитического комплекса и стабилизация полимера. Удаление из полимеризата разрушенного катализатора и метанола производится водной экстракцией в отмывочной колонне 10, орошаемой водой. Отмывку полимеризата производят непосредственно после разрушения катализатора, так как при хранении не отмытого полимеризата происходит структурирование полимера. Промывные воды из аппарата 10 направляют на регенерацию метанола. Отмытый полимеризат из колонны 10 поступает в усреднитель 12. Во избежание потерь паров углеводородов над аппаратом 12 установлен конденсатор 11, охлаждаемый водой. Конденсат из-аппарата 11 возвращается в аппарат 12.

Выделение полимера из полимеризата. Выделение полимера, незаполимеризованного изопрена и растворителя осуществляется в процессе водной дегазации полимеризата, при которой выделяющийся в виде крошки полимер дополнительно отмывается. Так как содержание растворителя в полимеризате значительно превышает содержание незаполимеризованного изопрена, дегазацию проводят, пока массовое содержание растворителя в каучуке не уменьшится до 0,5%, что практически исключает присутствие свободного мономера.

Процесс дегазации включает несколько стадий: эмульгирование отмытого полимеризата водой и паром, введение анти-агломератора, образование крошки каучука, отгонку растворителя и незаполимеризовавшегося изопрена -- рисунок 5.

Процесс водной дегазации проводят непрерывно в одну или две ступени. Для предотвращения слипания крошки каучука в отмытый полимеризат в дегазаторе вводят антиагломератор. В качестве антиагломераторов можно применять гидроксиды (например, Zn(OH)₂), соли жирных кислот (стеарат кальция) и другие. Дегазацию обычно осуществляют в противотоке острого водяного пара и дегазируемой крошки каучука в виде дисперсии ее в воде.

Из усреднителя 12 полимеризат насосом 13 подается в крошкообразователи 14, куда для образования крошки каучука подается острый пар и умягченная вода. Крошка каучука из аппарата 14 и крошка, увлекаемая парами из дегазатора 15 в отпорную колонну 18 и в емкость 19, поступает в верхнюю часть дегазатора 15. На дегазацию вместе с полимеризатом подается также насосом 17 из емкости 16 суспензия антиагломератор а в воде.

Пары растворителя и незаполимеризованного изопрена, отгоняемые из дегазатора 15, вместе с парами воды поступают сначала в отпарную колонну 18, а затем в межтрубное пространство конденсатора 21. Там под небольшим давлением с помощью захоложенной воды происходит конденсация паров растворителя, изопрена и воды и частичное разделение конденсата на два слоя. Верхний -- масляный слой, состоящий из углеводородов, поступает на окончательную сепарацию в аппарат 22; нижний -- водный слой вместе с нижним слоем из сепаратора 22 направляется на регенерацию растворенных в нем углеводородов.

Полученная пульпа каучука из аппарата 15 поступает на обезвоживание и сушку.

Обезвоживание и сушка каучука. Пульпа каучука, получающаяся при водной дегазации и содержащая около 5% каучука, после предварительного обезвоживания (концентрирования) на виброситах, вакуум-фильтрах или одно червячном шнековом прессе может быть окончательно высушена в трехходовой конвейерной сушилке, обогреваемой горячим воздухом (100--110°С).

В настоящее время в производстве стереорегулярных каучуков обезвоживание и сушку пульпы каучуков производят главным образом в экспеллерно-экспандерных (двух шнековых) агрегатах. Эти агрегаты позволяют увеличить степень механизации и автоматизации процесса обезвоживания и сушки при одновременном улучшении однородности и качества каучука. Кроме того, процесс обезвоживания и сушки каучука на двух шнековом агрегате значительно рентабельней предварительного обезвоживания каучука с последующей сушкой его в конвейерных сушилках.

Схема обезвоживания и сушки пульпы каучука на двух шнековом агрегате приведена на рисунке 6.

Рисунок 6. Схема обезвоживания и сушки пульпы каучука на двухшнековом агрегате: 1 -- сборник; 2 -- насос; 3 -- концентратор пульпы; 4 -- транспортер для подачи пульпы; 5 -- экспеллер; 6 -- экспандер; 7 -- камера для дополнительной осушки каучука; 8 -- калорифер; 9, 11 -- горизонтальные транспортеры; 10 -- спиральный вибро подъемник; 12 -- вибропитатель; 13 -- загрузочный бункер; 14 -- брикетировочный пресс.

После водной дегазации полимеризата пульпа поступает в концентратор 3, где крошка отделяется от основной массы воды. Вода сливается в сборник 1 и насосом 2 частично направляется в химзагрязненные стоки, а частично возвращается в аппарат 3. Крошка каучука, содержащая около 50% влаги, после аппарата 3 шнековым транспортером подается в экспеллер 5, где отжимается основная масса воды, стекающей в сборник 1. Экспеллер представляет собой одно червячный шнековый пресс, заключенный внутри фильтрующего цилиндра. Привод шнека работает от мотора через редуктор.

После экспеллера крошка каучука с влажностью не более 10% поступает в экспандер 6, где происходит окончательная до сушка каучука.

Каучук, выходящий из головки экспандера 6 с остаточной влажностью 0,5--1,0%, поступает на горизонтальный вибротранспортер 9, заключенный в специальную камеру. В камеру под вибротранспортер подают нагретый до 140 °С воздух, который после насыщения водяным паром и парами органических соединений направляют на сжигание. Продукты сгорания выводят в атмосферу. Горячий воздух досушивает каучук до содержания в нем 0,5% влаги.

Высушенная крошка каучука вибротранспортером 9 подается в зону охлаждения и при температуре 40--50 °С поступает на спиральный виброподъемник 10. Здесь ее обдувает горячий воздух для удаления влаги с наружной поверхности. Сухая крошка горизонтальным вибротранспортером 11 и вибропитателем 12 подается сначала в загрузочный бункер 13 автоматических весов и далее в брикетированной пресс 14. Брикеты СКИ-3 массой 25--30 кг ленточным транспортером подают в металлодетектор, где происходит отбраковка брикетов каучука с включениями железа, затем автоматически заворачивают в полиэтиленовую пленку (два слоя) и направляют на склад.

Важнейшие узлы агрегата -- экспеллер и экспандер -- изображены на отдельных рисунках.

Экспеллер (рисунок 7) снабжен подающим и разгрузочным конвейерами. Скорость движения шнека питающего конвейера можно регулировать. Экспеллер работает непрерывно. Обезвоживание каучука происходит за счет сжатия его шнеком 3, вращающимся внутри фильтрующего цилиндра 2 со щелями. При изменении размера выпускного отверстия 1 или скорости подачи каучука изменяется давление шнека на каучук и степень его обезвоживания. Фильтрат стекает через штуцер. Шнек и фильтр изготавливают из нержавеющей стали, корпус -- из углеродистой стали.

Рисунок 7. Экспеллер для предварительного обезвоживания крошки каучука: 1-- выпускное отверстие; 2 -- фильтрующий цилиндр; 3 --шнек; 4 -- питающий бункер; 5 --коробка передач.

Экспандер (рисунок 8) представляет собой горизонтальный шнек 2 с переменным шагом винта, вращающийся в стальном цилиндре без отверстий 1. Винтами 3 регулируют степень сжатия каучука. Крошка каучука, проходя по экспандеру в глубь цилиндра, где шаг винта постепенно уменьшается, сжимается до 5,0 МПа и нагревается вместе с содержащейся в ней водой до 150 °С. Несмотря на высокую температуру, влага не может испариться и находится в массе каучука в перегретом состоянии. Для уменьшения потерь теплоты при работе корпус шнека снабжен рубашкой, обогреваемой паром. При выходе из головки экспандера вода из каучука мгновенно испаряется за счет дросселирования давления до атмосферного. Продолжительность пребывания каучука в экспандере около 2 мин, поэтому структурирования каучука не происходит.

Детали экспандера, соприкасающиеся с каучуком, изготовлены из нержавеющей стали, остальные части -- из углеродистой стали.

Рисунок 8. Шнековый вал экспандера: 1 --стальной цилиндр; 2--шнек; 3 -- винты для регулирования степени сжатии каучука.

В последние годы на заводах синтетического каучука кроме двух шнековых агрегатов для обезвоживания и сушки каучуков производительностью до 4 т/ч были установлены агрегаты удвоенной производительности (до 8 т/ч).

1.9 Применение

Изопреновые каучуки, являющиеся каучуками общего назначения, применяются вместо натурального как самостоятельно, так и в сочетании с другими эластомерами при изготовлении практически всех резиновых изделий: шин, разнообразных резинотехнических изделий (транспортерные ленты, рукава, формовые детали и др.), резиновой обуви. Изопреновые каучуки, содержащие неокрашивающееся и нетоксичные стабилизаторы (СКИ-3НП), применяют для изготовления медицинских изделий, резин, контактирующих с пищевыми продуктами, и изделий широкого потребления (игрушки, мячи и т.д.). Изопреновые каучуки СКИ-3Д используют в кабельной промышленности для изготовления электроизоляционных резин, каучук СКИ-3В предназначен для вакуумной техники. На основе СКИ-3 получают изопреновый латекс и эбониты.

Кроме каучуков, содержащих преимущественно 1,4-цис-звенья, в нашей стране и за рубежом производится 1,4-транс-полиизопрен. Его синтез осуществляется также полимеризацией изопрена в растворителе на катализаторах Циглера-Натта. В качестве переходного металла в состав таких катализаторов чаще всего используется ванадий.

Отечественный транс-полиизопрен выпускается под торговой маркой СГ, его зарубежным аналогом является канадий полимер, полисар-Х-414, а природными аналогами - гуттаперча и балата. В отличие от природных полимеров, синтетические имеют более высокую молекулярную массу и требует пластикации, они содержат определенное количество гелия. Основное назначение 1,4-транс-полиизопрена использование в качестве термопластичного материала в ортопедии и восстановительной хирургии (отечественный материал поливок), а также в качестве клеев для различных материалов.

Основными потребителями каучука являются шинная промышленность и производство различных резинотехнических изделий. Ассортимент выпускаемых в нашей стране резиновых изделий превышает 100 тыс. наименований. Для комплектации одного современного автомобиля в среднем необходимо 300-500 резиновых изделий (автомашина КамАЗ имеет 800 комплектующих резиновых изделий). Один самолет содержит 10-2 тыс., а морское судно - до 30 тыс. резиновых изделий. Для автомобиля средней грузоподъемности около 30 % от себестоимости составляет удельная стоимость шин, а за время работы машины комплект шин меняется 5-6 раз. Отсюда становится понятным, какое внимание сегодня следует уделять повышению качества и работоспособности резиновых изделий.

Мировые мощности по производству изопренового каучука достигли 1,3 млн. т/год [3].

синтетический каучук полимеризация нефть

2. Технологическая часть

2.1 Физико-химические характеристики нефти месторождения Карачаганак

Район Карачаганака, открытого в 1988 года, перспективен на нефтегазонакопление. В настоящее время месторождение разрабатывается на газоконденсат и природный газ. Продуктивные горизонты залегают на глубинах более чем 3700 м (пермские в интервале 3700--4500 м, каменноугольные -- 4500--5300 м). Этажи продуктивности достигают 850 м и более. Коллекторами являются каменноугольные и нижнепермские известняки. По данным геофизических исследований и лабораторных определений, открытая пористость карбонатных коллекторов составляет 2--10 %, а в отдельных интервалах -- 14 % и более. Пластовое давление 505 атм. Пластовая температура на глубине 3937 м достигает 95 °С, на глубине 4050 м -- 98 °С.

Приток газа составляет от 26 до 954 тыс. м³/сут, конденсата -- от 22 до 1300 м?/сут. Выход сырого конденсата колеблется от 416 до 992 см³/м³, достигая иногда 2108 см³/м³, плотность конденсата 0,623--0,792, в конденсате содержится до 6 % сероводорода и 1--2 % углекислого газа. Извлекаемые запасы газа конденсата по категории A+B+Ciсоставляет 189,22 млн т. Состав газа и конденсата при режиме сепарации при Р=90 атм., Т=15 °С приведен в таблице1. Плотность газа при этом равнялась 0,888 г/л, конденсата -- 0,623 г/см³.

Таблица 6 Состав газа и конденсата, %

Компоненты	Газ	Конденсат
Сероводород	3,26	2,29
Азот	0,73	0,07
Углекислый газ	4,87	0,85
Метан	86,78	2,74
Этан	5,50	3,37
Пропан	1,78	6,66
Изобутан	0,26	2,07
Бутан	0,43	5,71
Изопентан	0,15	4,64
к-Пентан	0,13	5,41
Гексан	0,03	14,02
Гептан	--	18,67
Октан	--	11,80
Нонан	--	15,00
Декан	--	6,7

Таблица 7 Состав пластового газа, %

	Скважина № 2
Компоненты	3777--3797 м	4114--4126 м	4154--4343 м	Газ сепарации
	1	2	1	2	1	2
СН4	74,60	26,41	72,62	16,45	73,80	20,35	78,96--80,86
С2Н6	6,43	5,15	5,57	6,85	6,40	5,35	5,4--6,54 '
С3Н8	2,46	5,93	2,96	6,30	2,60	4,85	2,13--2,68
изо-C4H1O	0,49	1,80	0,62	1,49	0,46	1,48	0,32--0,52
н-С4Н10	0,86	4,30	1,28	2,89	0,91	3,46	0,54--1,10
изо-С5Н12	--	--	--	--	--	--	0,17--0,32
н-С5Н12	5,36	59,48	6,41	57,6	7,18	56,82	0,13--0,21
С6 + высшие	--	--	--	--	--	--	0,07--0,26
N2	0,59	0,06	1,0	0,37	0,71	--	0,64--1,17
С02	5,82	3,78	5,44	3,13	5,28	2,89	5,6--6,0
Н2	3,30	3,09	4,01	4,92	3,66	4,80	3,42--3,91
Всего	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100 - 100
Скважина № 1	Скважина № 19
4427--4543 м	4734--4762,	4698-4728 м	Газ сепарации	4870--4965 м	Газ сепарации
1	2	1	1 2		1	2
71,85	21,59	70,38	19,70	80,47--79,40	67,96	17,82	79,40
6,59	5,76	6,32	6,72	5,56--6,40	6,24	5,55	6,40
3,24	6,81	2,78	7,88	2,63--2,04	3,06	7,54	2,04
0,77	2,08	0,57	1,73	0,55--0,33	0,72	2,45	0,33
1,38	4,33	0,98	3,59	0,88--0,69	1,46	4,80	0,69
--	--	--	--	0,08--0,07	--	--	--
7,62	50,88	8,57	52,11	0,06--0,05	10,26	54,96	0,05
--	--	--	--	0,04	--	--	--
0,67	0,31	0,60	0,30	0,73--0,71	0,63	0,27	0,71
5,20	2,94	6,32	3,89	5,60--6,90	6,24	3,36	6,90
3,68	5,30	3,48	4,08	3,40--3,41	3,39	3,35	3,41
100,00	100,00	100,00	100,00	100,00-100,00	100,00	100,00	100,00

Примечание. 1 -- пластовый газ, 2 -- сырой конденсат.

При давлении сепарации 80 атм. температура +5 °С, температура и начала кипения конденсата 36 °С. Фракционный состав следующий (°С): н. к.--36; 10

% -- 93; 20 % -- 116; 30 % -- 137; 40 % --162; 50%--94; 60 % -- 230 ; 70 % -- 267; 80 % -- 285.

Результаты исследований на газоконденсатность приведены в таблице8. Исследования проводились на большой сепарационной установке с производительностью 2 млн м³/сут по газу и 1400 м³/сут по жидкости. Рабочее давление 10 мПа, температура 44 °С.

Физико-химические характеристики и потенциальное содержание фракций в нефти даны в табл. 11-14.

Таблица 8 Характеристика бензиновых фракций, выкипающих до 200°С, нефти из скважины № 15

Температураpa отбора, °С	Выход, %		Фракционный состав, °С, при	Кислотность, мг КОН на 100 мл	Содержание
			н. к.	10	50	90	98
Н. к,--62	3,25	0,6495	--	--	--	--	--	2,16	0,003
Н. к.--85	8,3	0,6692	--	--	--	--	--	--	--
Н. к,--100	12,5	0,6818	30	45	80	98	102	2,18	0,012
Н. к.--120	18,1	0,6994	50	65	90	115	120	--	--
Н. к,--150	25,6	0,7058	50	74	100	135	155	2,74	0,024
Н. к,--180	33,1	0,7303	55	75	125	164	182	--	--
Н. к,--200	37,5	0,7366	60	90	135	190	194	6,66	0,024

Таблица 9 Потенциальное содержание фракций в нефти

Температура выкипания, °С	Выход на нефть, %
	фракции	суммарный
н. к.--62	3,25	3,25
62--95	7,6	10,85
95--122	10,6	. 21,46
122--150	7,4	28,86
150--200	11,90	40,75
200--280	13,45	54,20
280--350	8,75	62,95
350--400	10,0	72,95
400--450	9,02	81,97
Выше 450	18,03	100

Таблица 10 Характеристики керосиновых дистиллятов

Температура выкипания, °С	Выход на нефть, %		Фракционный состав, °С, при	Вязкость, мм2/с, при	Температура, °С	Содержание серы, %	Анилиновая точка, °С	Высота некоптящей пламени,
			н.к.	10%	50 %	20°С	50°С	помутнения	застывания	вспышки
Нефть из скважины № 14
150--280	21,5	0,8079	150	188	205	2,06	1,28		-60	66	0,507	73	21,8
150--320	28,3	0,8177	160	190	235	2,67	1,55	-42	-50	80	0,562	67	20,3
Нефть из скважины № 15
150--280	26,9	0,7930	150	164	188	1,62	1,06	-55	-60	55	0,065	60	24

Таблица 11 Физико-химические характеристики нефти

Показатели	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина
	№ 13	№ 14	№ 15	№ 20	№29
Глубина перфорации, м	5202-5207	5120-5170	5647-5754	5007-5023	5164-5174
	0,8495	0,8456	0,8036	0,8160	o,86sq
Вязкость при 20 °С, мм2/с	12,10	18,59	3,59	5,16	94,5
Температура застывания, °С	-20	-28	-15	-24	2
Содержание, %:
силикагелевых смол	8,85	3,38	1,17	2,2	9,02
асфальтенов	0,70	1,3	Сл.	0,06	0,93
Серы	1,2	0,86	0,46	0,87	1,0
Азота	--	0,41	0,41	--	0,62
Содержание парафина, %	6,96	4,97	5,2	6,2	7,44
Температура его плавления, °С	49	46	46	48	56
Коксуемость, %	2,9	1.6	0,47	0,83	3,3 1
Кислотное число, мг КОН на 1 г	0,174	0,058	0,027	0,054	0,024 1
Выход светлых фракций, %:
до 200 "С	28,8	24,0	40,75	36,7	22,0 1
до 350 °С	55,0	49,0	61,3	64,2	39,5 1

Таблица 12 Физико-химические характеристики бензиновых фракций

Температура отбора,. °С	Выход на нефть, %			Содержание углеводородов, %
				I ароматических	нафтеновых	парафиновых
						суммарное	нормального строения	изостроения
Нефть из скважины № 15
Н. к,--62	3,25	0,6495	1,3787	--	7,59	92,41	9,38	я 3.0
62--95	7,60	0,6962	1,3962	7,5	13,9	78,6	9,5	69,1
95--122	10,62	0,7363	1,4132	15,6	13,5	70,9	5,21	65 Л
122--150	7,40	0,7578	1,4252	23,94	13,69	62,37	2,90	59,4
150--200	11,90	0,7737	1,4392	31,68	10,25	58,07	7,91	50,1
Н. к,--200	40,75	0,7366	1,4194	15,74	11,79	72,47	6,98	6.1.4
Нефть из скважины № 14
Н. к.--62	1,2	0,6776	1,3840		11,3	88,7	88,7
62--95	3,8	0,6864	1,3940	8,6	17,8	73,6	73,6
95--122	4,5	0,7255	1,4085	12,6	21,9	65,5	65,5
122--150	6,5	0,7542	1,4230	20,2	19,1	60,7	60,7
150--200	9,0	0,7804	1,4380	26,3	22,1	51,6	51,6

Таблица 13 Характеристика легких керосиновых дистиллятов

Температура отбора, °С J	Выход на нефть, %		Фракционный состав °С, при	, мм2/с	Темп-ра °С	Содержание серы. %	Высота некоптящего пламени, мм	Кислотность, мг КОН на 100 мл
			н.к.	10	50	90		вспышки в закрытом тигле	начала кристаллизации	общей	меркаптановой
Нефть из скважины № 14
120-230	20,0	0,7762	120	130	166	210	2,00	28	-70	0,277	0,003	28,5
120-290	29,0	0,7972	120	140	200	265	-- '	35	-55	--	0,0031	23,8	--
Нефть из скважины № 20
120-230	27,0	0,7832	120	129	160	190	1,31	29	-60	0,43	--	27
120-240	29,1	0,7856	120	160	180	225	1,37	30	-60	0,44	--	26	--
120-342	47,34	0,8110	--	--	--	--	2,45	--	-55	0,58	--	21	--
Нефть из скважины № 15
120-240	27,5	0,7766	120	160	175	210	1,21	30	-70	0,020	0,0018	28	5,5
150-250	21,6	0,7848	150	166	183	215	1,25	50	-59	0,021	0,0025	26	6,0
150-320	31,9	0,8024	150	189	230	280	2,28	60	--	0,076	--	22	6,3

Таблица 14 Потенциальное содержание базовых масел в нефти

Температура отбора фракций, °С	М	Выход на нефть, %		Вязкость, мм2/с, при	ИВ		Температура застывания, °С
				50°С	100°С
Нефть из скважины № 14
350-450	263	13,80	0,8797	8,41	2,94	122	1,4902	-22
450	489	7,41	0,8892	70,8	13,45	112	1,4802	-19
Нефть из скважины № 15
350-450	243	16,13	0,8680	6,40	2,41 .	133	1,4838	-25
450	334	9,8	0,8620	24,97	6,97	139	1,4740	-23
Нефть из скважины № 29
350-400	247	7,29	0,8829	5,27	2,15	107	1,4912	-23
400-450	303	8,62	0,8948	13,66	4,04	111	1,4959	-21

Таблица 15 Характеристика дизельных дистиллятов

Температура, отбора, °С	Выход на нефть, %		Вязкость, мм2/с, при	Температура, °С
			20°С	50°С	Помутнения	застывания	Вспышки
	Нефть скважины № 14
180--350	1	28,4	0,8291	3,40	1,85 .	-25	-36	82
200--320	2	19,3	0,8307	3,92	2,13	-25	-34	93
200--350	3	25,0	0,8355	4,32	2,35	-22	-31	96
230--350	4	20,0	0,8385	4,55	2,38	-18	-29	100
	Нефть скважины № 15
180--350	5	28,15	0,8096	2,84	1,68	-32		85
200--320	6	20,0	0,8141	3,12	1,72	-27'	-35	90
200--350	7	23,75	0,8148	3,16	1,81	-27	-34	95
250--350	8	13,75	0,8166	3,32	1,91	-24	-32	100
М	Фракционный состав, °С, при	Анилиновая точка, °С	Содержание серы, %	Дизельный индекс	Кислотность мг КОН на 100 мл
	н.к.	10 %	50 %	90 %
Нефть скважины № 14
1	187	180	222	255	300	68		593	_
2	192	200	232	255	290	70	--	60,2	--
3	205	200	242	268	308	72	--	60.0	--
4	202	210	245	267	320	73	-- .	59,7	--
Нефть скважины № 15
5	191	180	220	237	285	66	0,02	63	. -.
6	202	200	226	245	275	67	0.082	64
7	204	200	. 226	246	285	69	0.087	65	6,9
8	208	245	252	27S	285	76	0,088:	69	7.2

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

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

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

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

Таблица 16 Физико-химическая характеристика масляных дистиллятов и базовых масел (скв. № 15)

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

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

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

Таблица 17 Характеристика остатков нефти

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

Таблица 18 Групповой углеводородный состав выкипающих и остаточных фракций

Температура отбора, °С	Содержание углеводородов, %	Промежуточные фракции и смолы, %
	парафино-нафтеновых	ароматических
		I группы	II и III группа	IV группы	всего
Нефть из скважины № 29
200--250	84,5 -	10,0	4,7	--	14,7	0,8
250--300	80,1	4,9 .	14,3	--	19,2	0,7
300--350	79,1	8,3	10,4	--	18,7	1,6
350--400	67,04	6,2	19,89	5,87	31,96	1,0
400--450	64,43	4,68	15,98	14,10	34,76	0,81
Остаток выше 450	46,06	4,14	19,74	18,06	41,94	12,0
Нефть из скважины № 15
200--250	89,6	9,2	0,3	--	9,5	0,9
250--300	88,9	8,2	2,8	--	11,0	0,1
300--350	86,4	7,6	5,4	--	13,0	0,6
350-450	74,82	5,18	19,33	--	24,51	0,67
Остаток выше 450	69,71	4,22	24,87	0,98	30,07	0,22

Карбамидной депарафинизацией из фракций 200--320 °С и 200 > 350 °С могут быть получены компоненты арктического дизельного топлива, при этом выход парафинов составляет 9,3--9,8 %. Исследовании показали, что жидкие парафины состоят из н-алканов С₁₁--C_16.

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

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

2.2 Шифр нефти месторождения

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

Широкое распространение имела также технологическая классификация нефти. Согласно этой классификации нефть подразделяется на три класса по содержанию серы (I<II<III), три типа по выходу фракций, прогоняющихся до 350С (Т1>Т2>Т3), четыре группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1>М2>М3>М4), две подгруппы по индексу вязкости (И1>И2) и три вида по содержанию твердого парафина (П1<П2<П3). В целом нефть характеризуется шифром, составляемым последовательно из обозначения класса, типа, группы, подгруппы и вида, которым соответствует данная нефть.

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

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

Таблица 19 Шифр нефти месторождения Карачаганак

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

2.3 Описание поточный схема переработки нефти месторождения Карачаганак

С учетом физико-химических свойств нефти Карачаганак предложен топливный вариант переработки.

Сырая нефть в количестве 5 млн. т/год направляется на установку электрообессоливания и обезвоживания, где под действием электрического тока происходит отделение воды, солей и механических примесей, с последующим разделением на атмосферно-вакуумной трубчатке.

Газоконденсат направляется для разделение на ГФУ предельных. Из установки ГФУ предельных пентан направляется на изомеризацию. При изомеризации пентана получаем изопентан, который является сырьем установки дегидрирование. Полученный изопрен направляем на полимеризацию, который продуктом является изопреновый каучук.

Бензиновая фракция направляется на гидроочистку и после на установку каталический риформинг.

Керосиновая фракция 180-240°С, очищенная на установке гидроочистки, соответствуют ГОСТу на осветительный керосин. Дизельная фракция из установки гидроочистки из-за повышенного содержания парафинов подвергается депарафинизации с целью снижения температуры застывания и получения жидких парафинов.

Вакуумный газойль фракция 350-500?С - подаются на установку гидрокрекинга, с получением следующих продуктов: газа, содержащего непредельные углеводороды, компонента автомобильного бензина, компонента дизельного топлива, компонента котельного топлива и сероводород.

Гудрон (фракция выше 500?С) с ЭЛОУ-АВТ поступает на установку висбрекинга, с получением основного продукта - крекинг-остатка. Бензин висбрекинга служит компонентом автобензина; крекинг остаток - компонент котельного топлива.

2.4 Материальные балансы установок, входящих в поточную схему

Таблица 20 Материальный баланс установки ЭЛОУ [5]

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Нефть сырая	100,2	5 000 000	13698,63	328,7671
Вода свежая или конденсат	5,0	249 500,9980	683,5643	16,405545
Всего	105,2	5 249 500,9980	15439,7088	643321,2007
Получено
Нефть обессоленная	99,8	4 980 039,9201	14 647,1762	610 299,0098
Соляной раствор	5,4	269 461,0778	792,5325	33 022,1909
Всего	105,2	5 249 500,9980	15 439,7088	643 321,2007

Таблица 21 Материальный баланс установки АВТ

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Нефть сырая	100	4 980 039,9201	14 647,1762	610 299,00
Всего	100	4 980 039,9201	14 647,1762	610 299,00
Получено
Газоконденсат	3,25	161851,297403	443,4282	28 500,9637
Бензин	29,85	1486541,91614	4072,7175	19 834,7178
Керосин	8,4	418323,353288	1146,0913	59 199,0039
Дизельное топливо	20	996007,98402	2728,7889	94 474,2867
Вакуумный Газойль	19,02	947203,592803	2595,0783	116078,8716
Гудрон	19,48	970111,776435	2 657,8404	11 036,9114
Всего	100,0	4980039,92007	14647,1762	610299,00

Таблица 22 Материальный баланс установки гидроочистки бензина

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Бензин (62-180°С)	100,00	1 486 541,9161	4072,7175	97,7452
Водород (100%)	0,15	2 229,8128	6,109076	0,1466178
Всего	100,15	1 488 771,7290	407,8826	9,78918
Получено
Гидроочищенный бензин	99,00	1471676,4969	4031,9904	96,7677
Углеводородный газ	0,65	9062,5224	24,8288	0,59589
Потери	0,50	7432,7097	20,3635	0,4887
Всего	100,15	1 488 171,729	4 07,8826	9,78918

Таблица 23 Материальный баланс установки гидроочистки керосина

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Керосин	100	418223,3532	1145,8174	27,4996
Водород	0,25	1145,8084	3,13920	0,0753
Всего	100,25	419369,1616	1 148,9566	27,5749
Получено
Гидроочищенный керосин	97,90	409440,6627	1 390,9397	57 955,8248
Отгон	1,10	4600,4568	15,6285	651,1890
Углеводородный газ	0,65	2718,4517	9,2350	384,7935
Сероводород	0,20	836,4467	2,8415	118,39800
Потери	0,40	1773,1437	5,6831	236,7960
Всего	100,25	419369,1616	1148,9566	27,5749

Таблица 24 Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/ч
Дизельное топливо	100,0	996007,9840	2 267,3828	94 474,2867
Водород	0,40	3984,0319	9,0695	377,8971
Всего	100,4	999992,0159	2 276,4524	94 852,1838
Получено
Отгон	1,30	12948,1037	29,4759	1 228,1657
Углеводородный газ	0,60	5976,0479	13,6042	566,8457
Сероводород	1,20	11952,0958	27,2085	1 133,6914
Потери	0,40	3984,0319	9,0695	377,8971
Всего	100,4	999992,0159	2 276,4524	94 852,1838

Таблица 25 Материальный баланс установки каталитического риформинга

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Фракция 85-180°С	100	1471676,4969	4031,9904	96,7677
Всего	100	1471676,4969	4031,9904	96,7677
Получено
Углеводородный газ	10,0	147167,64	403,19	9,67
Головка стабилизация	4,5	66225,44	181,43	4,35
Катализат	83,7	1231793,22	3374,77	80,99
Водосодержащий газ	1,8	26490,17	72,57	1,74
В том числе водород	(0,9)	13245,08	36,28	0,87
Всего	100	1471676,4969	4031,9904	96,7677

Таблица 26 Материальный баланс установки газофракционирующей установки предельных углеводородов

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Газ АВТ	38,2	161851,2974	443,4282	10,6422
Углеводородный газ каталитического риформинга	41	147167,64	403,19	9,67
Головка стабилизации каталитического риформинга	14	66225,44	181,43	4,35
Всего	100	375244,37	1028,06	24,67
Получено
Сухой газ	4,8	18011,72	49,34	1,18
Пропановая фракция	24,5	91934,87	251,87	6,04
Изобутановая фракция	14,6	54785,67	150,09	3,60
Бутановая фракция	36,8	138089,92	378,32	9,07
С0 и выше	19,3	72422,16	198,41	4,76
Всего	100	375244,37	1028,06	24,67

Таблица 27 Материальный баланс установки изомеризации

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
С5 и выше	100	72422,16	198,41	4,76
Всего	100	72422,16	198,41	4,76
Получено
Углеводородный газ	1,6	1158,75	3,17	0,07
Сжиженный газ	16,8	12166,92	33,33	0,80
Компонент автомобильного бензина	82,4	59675,85	163,49	3,92
В том числе: Изопентановая фракция	(53,4)	38673,43	105,95	2,54
Изогексановая фракция	(22,1)	16005,29	43,85	1,05
Гексановая фракция	(6,9)	4997,12	13,69	0,32
Всего	100	72422,16	198,41	4,76

Таблица 28 Материальный баланс установки производства серы

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Сероводород гидроочистки керосина	2,5	836,4467	2,2916	0,0549
Сероводород гидроочистки дизельного топлива	36,6	11952,0958	32,7454	0,7858
Сероводород гидроочистки вакуумного дистиллята	6,9	19891,2754	54,4966	1,3079
Всего	100	32679,8179	89,5337	2,1488
Получено
Сера техническая	93,3	30490,2701	83,5349	2,0048
Потери	6,7	2189,5478	5,9987	0,1439
Всего	100	32679,8179	89,5337	2,1488

Таблица 29 Материальный баланс установки гидрокрекинга

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Вакуумный дистиллят	100,0	947 203,5928	2595,0783	62,2818
Водород	0,80	7 577,6287	20,7606	0,4982
Всего	100,8	954 781,2215	2 615,8389	62,7801
Получено
Сухой газ	2,60	24 627,2934	67,4720	1,6193
Бензиновая фракция	4,60	43 571,3652	119,3736	2,8649
Дизельная фракция	43,80	414 875,1736	1136,6443	27,2794
Тяжелый газойль	47,70	451 816,1137	1237,8523	29,7084
Сероводород	2,10	19 891,2754	54,4966	1,3079
Всего	100,8	954 781,2215	2 615,8389	62,7801

Таблица 30 Материальный баланс установки висбрекинга

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Гудрон (>450°С)	100,0	970111,7764	2657,8404	63,7881
Всего	100,0	970111,7764	2657,8404	63,7881
Получено
Углеводородный газ	2,30	22312,5708	61,1303	1,4671
Головка стабилизации	3,00	29103,3532	79,7352	1,9136
Крекинг бензин	6,70	64997,4890	178,0753	4,2738
Крекинг остаток	88,0	853698,13632	2338,899	56,1335
Всего	100,0	970111,7764	2657,8404	63,7881

Таблица 31 Материальный баланс установки карбамидной депарафинизации

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Гидроочищенный Дизельное топливо	100,0	965131,7364	2644,1965	63,4607
Получено
Депарафинированное дизельное топливо	90,00	868618,5627	2379,7768	57,1146
Жидкий парафин	10,00	96513,1736	264,4196	6,3460
Всего	100,0	965131,7364	2644,1965	63,4607

Таблица 32 Материальный баланс установки газофракционирующей установки непредельных углеводородов

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Сухой газ Гидрокрекинг	32,4	24627,2934	67,7460	1,6259
Углеводородный газ висбрекинга	29,3	22312,5708	61,1303	1,4671
Головка стабилизации	38,3	29103,3532	79,7352	1,9136
Всего	100,0	76043,2174	208,3375	5,0001
Получено
Сухой газ	30,5	23193,1813	63,5429	1,5250
Пропан-пропиле-новая фракция	25,5	19391,0204	53,1260	1,2750
Бутан-бутиленовая фракция	37,5	28516,2065	78,1265	1,8750
С0 и выше	6,5	492,8091	13,5419	0,3250
Всего	100,0	76043,2174	208,3375	5,0001

Таблица 33 Материальный баланс установки дегидрирование

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Изопентановая фракция	100	38673,43	105,95	2,54
Всего	100	38673,43	105,95	2,54
Получено
Газа	12,1	4679,48	12,82	0,30
Катализат	83,7	32369,66	88,68	2,12
В том числе Изо-С5Н10	74,9	28966,39	79,35	1,90
н-С5Н10	3,2	1237,54	3,39	0,08
Изопрен	1,9	734,79	2,01	0,04
Пиперилена	3,7	1430,91	3,92	0,09
Потери	4,2	1624,28	4,45	0,10
Всего	100	38673,43	105,95	2,54

Таблица 34 Материальный баланс установки полимеризации

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	т/сут	кг/час
Изопрен	100,0	734,79	2,01	0,04
Всего	100,0	734,79	2,01	0,04
Получено
Полиизопрен	99,4	730,38	2,00	0,04
Потери	0,6	4,40	0,01	0,002
Всего	100,0	734,79	2,01	0,04

Таблица 35 Материальный баланс установки БСС

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	Ок.число
Катализат	75,5	1011756,9882	90
Компонент автомобильного бензина	9,6	128542,1118	87
С0 и выше	6,1	72422,16	70
С0 и выше	0,4	492,8091	70
Бензин ГК	3,3	43571,3652	77
Бензин крекинг	4,9	64997,4890	80
Всего бензина	100	1321782,98	87,313

ОЧ_см = =87,313

Таблица 36 Материальный баланс установки ССДТ

Наименование	Выход
Поступило	%	т/год	Цет. число
Депарафинированное дизельное топливо	67,68	868618,5627	40
Дизельная фракция	32,32	414 875,1736	51
Всего ДТ	100,0	1 283493,7363	43,5552

ЦЧ_см= =43,5552

2.5 Сводный материальный баланс

Таблица 31 Сводный материальный баланс

Наименование	Выход
Получено	%	т/год	т/сут	кг/час
Нефть	100	5000,000	13698,6301	328,7671
Итого	100	5000,000	13698,6301	328,7671
Получено
Газы	8,6	430565,457	1179,6313	28,3111
Бензин	26,43	1321782,98	3658,9938	87,8158
Керосин	8,1	406440,6627	1121,7552	26,9221
ДТ	25,62	1283493,736	3516,4211	84,3941
Жидкий парафин	1,9	96513,1736	264,4196	6,3460
Сера	0,6	30490,2701	83,5349	2,0048
Котельное топливо	26,1	1305514,250	3576,7513	85,8420
Потери	2,50	125199,4743	343,0122	8,2322
Всего	100	5000,000	136986,630	328,7671

Заключение

В промышленности синтез каучуков проводится полимеризацией мономеров с кратными связями, поликонденсацией полифункциональных соединений и химической модификацией высокомолекулярных соединений. Наряду с развитием производства стереорегулярных каучуков СКИ-3 и СКД успешно развиваются новые направления по созданию высокоэффективных каучуков с комплексом технически ценных свойств. Одним из таких новых путей является синтез стереорегулярных ненасыщенных каучуков общего назначения полимеризацией циклоолефинов с раскрытием кольца. Наиболее доступным и технологичным из таких полимеров является транс-полипентенамер, получаемый из циклопентена с использованием каталитических систем на основе алюминийорганических соединений и галогенидов переходных металлов. Новым направлением является и синтез чередующихся, или альтернантных полимеров. Наибольший интерес для промышленности синтетических каучуков представляют альтернантные сополимеры на основе бутадиена и пропилена. Металлоорганические катализаторы на основе соединений цинка или алюминия используются для синтеза каучуков из органических оксидов путем раскрытия напряженных кислородсодержащих циклов (пропиленоксидные и эпихлоргидриновые каучуки).

Основным методом получения синтетических каучуков является полимеризация, осуществляемая технологически в массе (блоке), эмульсии и растворе. В настоящее время традиционная блочная полимеризация, используемая для получения каучуков типа СКБ, утратила свое значение, уступив место полимеризации в растворе. Этим методом производят основные типы каучуков общего назначения и ряд каучуков специального назначения: 1,4-цис-изопреновый.

(СКИ-3), 1,4-цис-бугадиеновый- (СКД), этилен-пропиленовый (СКЭП) и этилен-пропилен-диеновый (СКЭПТ), бутилкаучук (БК), статистические сополимеры бутадиена со стиролом (ДС-СК), бутадиен- (или изопрен-)-стирольные термоэластопласты (ДСТ или ИСТ), полиизобутилен, цис- или транс-полипентенамеры (ЦПА или ТПА), альтернантные сополимеры бутадиена с пропиленом (СКБП-А), эпоксидные каучуки (СКПО, СКЭХГ, СКЭХГ-С), 1,2-полибутадиен (СКД-СР).

Изопреновый синтетический каучук является продуктом радикальной полимеризации мономера-изопрена в растворителе-изопентана в присутствии каталитического комплекса Циглера-Натта.

Каучук представляет собой стереорегулярный полимер и имеет ту же молекулярную структуру, что и натуральный каучук.

Список литературы

1. Энциклопедия полимеров в 3 т. М.: Изд-во «Советская энциклопедия», 1974-1977 г.

2. Кирпичников П.А., Береснев В.В., Попова Л.М. Альбом технологических схем основных производств промышленности синтетического каучука. -Л.:Химия.1986.-224 стр.

3. Башкатов Т.В., Жигалин Я.Л. Технология синтетических каучуков. Учебник для техникумов. 2-е изд., Л.: Химия, 1987. - 360 стр.

4. Надиров Н.К. Нефть и газ Казахстана. Часть 2. Алматы, «Гылым» 1995г.

5. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика. Ленинград, «Химия» 1980г.

6. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа. Ленинград, «Химия» 1972г.

Размещено на Allbest.ru