Улучшение производительности процесса адсорбционной очистки минеральных масел с использованием местных ПАВ

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНОГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

БУХАРСКИЙ ИНЖЕНЕРНО - ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ВЫСОКИХ ТЕХНОЛОГИИ

КАФЕДРА «ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА»

Улучшение производительности процесса адсорбционной очистки минеральных масел с использованием местных ПАВ

Специальность: 5A 522504 - «Переработка нефти и газа и её химическая технология»

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание академической степени магистра

Шарипов Шухрат Шокирович

Научный руководитель: к.т.н. Жумаев З.И.

БУХАРА - 2012

Аннотация

В работе рассмотрены методы увеличения эффективности процесса адсорбции при очистки минеральных масел с использованием местных ПАВ

Дан анализ:

-получение мазутов из местных нефтей и их характеристика, наработка минерального дистиллята,

-физико-химическая характеристика Навбахорского бентонита,

-изучение влияния влаги и температурной активации на адсорбционные свойства бентонита и определение её активной емкости,

-разработка технологии адсорбционной очистки исходного и отработанного минерального масла Навбахорским бентонитом.

Аннотация

адсорбционный очистка нефть бентонит

Ишда сирт фаол моддалардан фойдаланиб минерал мойларни адсорбцион тозалаш жараени эффективлигини ошириш усуллари курсатилган.

Куйидаги тахлиллар келтирилган.

- махаллий нефтлардан мазут олиш ва уларнинг тавсифи, минерал дистиллятлар хоссаларини яхшилаш,

-Навбохор бентонитининг физик-кимевий тавсифи,

-бентонитнинг адсорбцион активлигини оширишда намланиш ва хароратни тадкик килиш,

-Навбохор бентонитидан фойдаланиб минерал ва ишлатилган мойларни адсорбцион тозалаш технологиясини яратиш

Summary

In work methods of increase in efficiency of process of adsorption are considered at purification of mineral oils with use of local PEAHENS

The analysis is given:

- receiving fuel oil from local nefty and their characteristic, an operating time of mineral distillate,

- physical and chemical characteristic of Navbakhorsky bentonite,

- studying of influence of moisture and temperature activation on adsorbtsionny properties of bentonite and definition of its active capacity,

- development of technology of adsorbtsionny purification of the initial and fulfilled mineral oil by Navbakhorsky bentonite.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Литературный обзор

1.1 Производство нефтяных масел

1.2 Состав, свойства и особенности применения нефтяных масел

1.3 Характеристика минеральных масел

1.4 Адсорбционные свойства природных минеральных сорбентов

1.5 Природные минеральные сорбенты в очистке нефтяных масел

ГЛАВА 2. Методы и объекты исследования

2.1 Методы исследования

2.2 Объекты исследования

ГЛАВА 3. Экспериментальная часть.

3.1 Исследование состава и свойств новых нефтей

3.2 Характеристика мазутов новых местных нефтей и их смеси, наработка минерального дистиллята

3.3 Физико-химические свойства Навбахорского бентонита

3.4 Адсорбция паров воды бентонитом, влияние температурной активации на адсорбционные свойства Навбахорского бентонита

3.5 Адсорбционная активность Навбахорского бентонита по нефтяным компонентам

3.6 Адсорбция в статических условиях

3.7 Адсорбция в динамических условиях

3.8 Исследование исходного минерального масла

3.9 Адсорбционная очистка минерального масла Навбахорским бентонитом

ВЫВОДЫ

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Одним из главных условий экономической независимости Узбекистана является развитие базовых отраслей народного хозяйства, таких как нефтяная и газовая промышленность, энергетика, золотодобывающая и другие отрасли. Около 60% территории нашей страны является перспективной для добычи нефти и газа, запасы которых оцениваются свыше одного триллиона долларов США. Эти запасы не только обеспечивают собственные потребности, но и позволяют экспортировать энергоносители.

Для очистки и регенерации смазочных энергетических и других специальных масел, продуктов технического применения, а также улучшения их качеств, главным образом в нефтеперерабатывающей промышленности применяются природные минеральные сорбенты. Широкое их использование обусловлено их адсорбционными свойствами и они во много раз дешевле синтетических адсорбентов.

Для промышленного освоения нового месторождения, запасы которого велики необходимо его всестороннее изучение с использованием комплекса физико-химических методов исследования.

Процессы адсорбции с применением природных минеральных сорбентов предназначены для удаления из очищаемого сырья нежелательных компонентов, таких как смолистые вещества, полициклические ароматические углеводороды, сернистые и кислородсодержащие соединения.

Всестороннее изучение новых природных минеральных сорбентов в процессах очистки нефтяных масел таких как минеральное масло с целью получения масел, отвечающих требованиям ГОСТа и удлинения их срока службы является актуальным.

Цель исследования Улучшение качеств отработанного минерального масла и разработка технологии адсорбционной очистки минеральных масел с использованием Навбахорского бентонита.

В связи с этим были поставлены следующие задачи:

-исследование углеводородного состава и свойств смеси Узбекистанских нефтей и их смеси с газоконденсатом,

-получение мазутов из местных нефтей и их характеристика, наработка минерального дистиллята,

-физико-химическая характеристика Навбахорского бентонита,

-изучение влияния влаги и температурной активации на адсорбционные свойства бентонита и определение её активной емкости,

-разработка технологии адсорбционной очистки исходного и отработанного минерального масла Навбахорским бентонитом.

Научная новизна. Получены мазуты из смеси новых местных нефтей, их смесей с газоконденсатом определены их физико-химические характеристики и групповой химический состав. Из них сделана наработка минерального дистиллята.

Теоретически обоснован материал по изучению структурно-сорбционных, физико-химических и кислотно-основных свойств Навбахорского бентонита, что явилось основой создания эффективной и принципиально новой технологии адсорбционной очистки минерального масла из смеси местных нефтей.

Впервые определена адсорбционная активность Навбахорского бентонита по нефтяным компонентам из жидкой фазы. Сделано физико-химическое обоснование использования бентонита в процессах адсорбционной очистки.

Определены вязкостно-температурные свойства минерального масла, как критерия оценки качеств нефтяных масел, характеризующих их эксплуатационные качества.

Впервые определена адсорбционная активность исходного и активированного Навбахорского бентонита по нефтяным компонентам. Сделано физико-химическое обоснование использования бентонита для адсорбционной очистки исходного и отработанного минерального масла.

Практическая значимость. Отработаны основные параметры процессов адсорбционной очистки минерального масла в лабораторных условиях на укрупненной установке и даны практические рекомендации. На основании проведенных исследований разработаны технологический регламент и технические условия. Проведенные испытания по адсорбционной очистке минерального масла бентонитом в лабораторных условиях дали положительный результат.

Работа состоит из введения, литературного обзора (список использованной литературы, включающий 104 наименования, приводится в конце работы), экспериментальной части. В текст диссертации включены 11 рисунков и 13 таблиц. Обсуждение результатов дано по мере изложения материала в каждом разделе. В качестве заключения даны основные выводы.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Производство нефтяных масел

Самая актуальная проблема сегодняшнего дня - это разразившийся в 2008 году мировой финансовой кризис, его воздействие и негативные последствия, поиск путей выхода из складывающиеся ситуации. В Узбекистане созданы достаточный запас прочности и необходимая ресурсная база для того, чтобы обеспечить устойчивую и бесперебойную работу нашей финансово-экономической, бюджетной, банковско-кредитной системы, а также предприятий и отраслей реальной экономики [1].

Одной из основных задач, поставленных Президентом Узбекистана Исламом Абдуганиевичем Каримовым является повышение эффективности использования новых нефтей, обеспечение дальнейшего углубления ее переработки за счет интенсификации и реконструкции существующих мощностей и внедрения новых, безотходных, экологических чистых технологий. Необходимо увеличить производство высокооктанового бензина, высококачественного дизельного и авиационного топлива, нефтяных масел, жидких парафинов и другого нефтехимического сырья.

Открытие крупного месторождения нефти на площади Мингбулак Наманганской области явилось событием огромной важности и подтверждает прогноз ученых-нефтянников о нефтегазности центральной части Ферганской впадины [2].

В Республике Узбекистан открыто более 190 месторождений углеводородного сырья, из них газовых и газоконденсатных - 94, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и нефтяных - 96 [3].

Из открытых месторождений 47% находятся в разработке, 35% - подготовлены к освоению, на остальных продолжаются разведочные работы.

Сегодняшние прогнозные ресурсы нефти и газа, оцениваемые в денежном эквиваленте более 1 триллиона долларов США, наличие подготовленных и выявленных перспективных ловушек нефти и газа позволяют успешно вести разведку и добычу во всех нефтегазоносных регионах Узбекистана.

Компанией “Узбекнефтегаз” НХК принимаются меры по обеспечению в 2004-2020 годах прироста запасов углеводородного сырья по промышленным категориям в размере от 75,0 до 112 млн. т.у.т. за счет дальнейшего увеличения объемов глубокого поисково-разведочного, параметрического бурения и сейсморазведочных работ в нефтегазоперспективных регионах Узбекистана.

На рис. 1.1.1. приведена схема размещения месторождений нефти и газа в Узбекистане.

Рис. 1.1.1. Схема месторождений нефти и газа в Узбекистане.

Следует отметить, что нефти нового месторождения заметно отличаются по своему химическому составу и свойствам от старых, ранее промышленно освоенных нефтей: они более тяжелые, вязкие, смолистые и сернистые [4-9].

Современные нефтеперерабатывающие заводы работают по трем вариантам: топливному, топливно-масляному и топливно-нефтехимичес-кому. Например, Ферганский нефтеперерабатывающий завод работает по топливно-масляному варианту. Завод с 1996 года перешел на переработку местных нефтей, в основном Кок-Думалакской, Ферганских нефтей и газоконденсатов месторождений Кок-Думалак, Шуртан и Мубарек. (Здесь газоконденсаты используются в качестве депрессаторов для улучшения текучести высокопарафинистых нефтей [10, 11].

Смесь нефтей и газоконденсата в соотношении 8:2 поступает на установку ЭЛОУ где идут процессы обезвоживания, обессоливания, затем на установке АВТ идет процесс фракционирования нефтегазоконденсатного сырья с получением светлых нефтепродуктов и мазута [12, 13].

Головной процесс производств нефтяных масел - перегонка мазута с выделением масляных дистиллятов и остатка - гудрона [14]. Мазут перегоняют в ректификационных колоннах в вакууме, основная цель перегонки - получить масляные фракции с узкими пределами выкипания, а также обеспечить минимальное налегание фракций и исключить попадание смолисто-асфальтеновых веществ в дистилляты.

Выход масляных дистиллятов и гудрона зависит от их потенциального содержания в перерабатываемой нефти, а также от четкости погоноразделения. Вакуумную перегонку мазута обычно совмещают с атмосферной перегонкой нефти на установках атмосферно-вакуумной перегонки (АВТ) [15, 16].

Прямогонный мазут разделяют на масляные фракции в зависимости от температуры выкипания нагревом его примерно до 450⁰С в разреженной среде водяного пара (рис. 1.1.2.) [17]. Установка состоит из трубчатой печи, ректификационной колонны, системы теплообменников и насосов. Мазут насосом 1 прокачивается через теплообменники 2-4, затем двумя потоками подается в трубчатую печь 5, где нагревается до 450⁰С.

Рис. 1.1.2. Схема установки для получения масляных дистиллятов:

М - мазут; МД - масляный дистиллят; Г - гудрон; ВП - водяной пар

Из печи мазут поступает в испарительную часть вакуумной ректификационной колонны 6, где происходит испарение в нем масляных фракций. В нижнюю часть колонны подается перегретый пар, способствующий более полному выпариванию масляных фракций. Смесь масляных паров и водяного пара, поднимаясь вверх по колонне проходит через серию охлаждаемых тарелок, орошаемых частью сконденсированных продуктов и разделяется по температурным интервалам конденсации на отдельные дистилляты.

Последние отводятся через теплообменники 2 и 3 и холодильник 10 в приемные резервуары. Часть дистиллята подается на орошение колонны. В остатке получается высококипящий компонент мазута - гудрон, который насосом 8 отводится через теплообменник 4 и холодильник 10 в отдельную емкость.

Несконденсировавшийся водяной пар и газы проходят в барометрический конденсатор 7 орошаемый водой, где пар конденсируется

а газы отсасываются вакуумным паровым эжектором. Сброс воды производится в колодец 9.

Следует отметить, что наряду с использованием вышеприведенной классической схемы получения нефтяных масел из мазута много делается для улучшения этого процесса. Например, предлагается глубоковакуумная перегонка мазута [18-21], которая постепенно внедряется в ряде нефтеперерабатывающих заводов СНГ [22-25].

Наиболее важный этап производства масел - очистка получаемых масляных дистиллятов, в результате чего получается так называемое базовое масло.

Целью очистки масляных фракций является удаление из них нежелательных примесей и соединений ухудшающих свойства масел. Основные методы очистки масляных дистиллятов - сернокислотный, селективный, гидрогенизационный (гидроочистка) и адсорбционный.

Дистилляты очищают концентрированной 92-96 %-ной серной кислотой для удаления главным образом ароматических углеводородов, а также смолистых, азотистых и сернистых соединений понижающих стабильность масел при хранении и эксплуатации.

Метод селективной очистки дистиллятов основан на различной растворимости компонентов масляных фракций в растворителях при определенной температуре и соотношении растворителей и сырья.

В основе метода гидроочистки лежит процесс взаимодействия компонентов масляного дистиллята или рафината с водородом в присутствии катализаторов.

В процессе гидроочистки происходит разрушение содержащихся в рафинате сероорганических соединений с образованием сероводорода и воды.

Адсорбционный способ очистки применяют, как правило, в комбинации с другими способами, он представляет собой завершающую ступень некоторых других методов очистки. Для очистки используют специальные адсорбенты - отбеливающие земли - природные образования способные адсорбировать на своей поверхности вредные примеси масляных дистиллятов и частично нейтрализовать их кислые соединения. Обработку дистиллятов отбеливающими землями проводят фильтрацией их через сорбент (перколяция) или контактной очисткой (контактирование).

При использовании для производства масел парафинистых нефтей, их дистиллятные фракции подвергают депарафинизации, заключающейся в извлечении из них растворенных твердых углеводородов - парафинов.

Для получения масел с высокой вязкостью используют гудроны или полугудроны, в которых обычно содержится большое количество асфальто-смолистых веществ. Их предварительно удаляют растворением в жидком пропане асфальтенов и коагулированием смол. Процесс этот называется деасфальтизацией.

1.2 Состав, свойства и особенности применения нефтяных масел

Мировое производство нефтяных масел [25-30] и других смазочных материалов (пластичных смазок, смазочно-охлаждающих жидкостей и т.п.) достигает 30 млн.т/год [14]. От их качества во многом зависит надежность работы различного оборудования несоизмеримо более дорогого, чем смазочный материал. Срок службы транспортных средств и других механизмов только за счет применения высококачественных смазочных материалов можно увеличить в 2-3 раза. Наряду с выполнением основной функции - уменьшения трения, износа и предотвращения задира трущихся поверхностей - существенно повышаются требования к защитным свойствам масел, их способности диспергировать и удерживать во взвешенном состоянии твердые микрочастицы, уплотнять зазоры, охлаждать детали и т.д. Все большее значение приобретают масла с индексом вязкости выше 100 с хорошими пусковыми свойствами и высокой приемистостью к присадкам [31-32].

Углеводородный состав: нефть представляет собой сложную смесь углеводородов, смолисто-асфальтеновых веществ и небольшого количества органических соединений, содержащих серу, кислород и азот [33-36]. В состав нефти входят все основные классы углеводородов - парафиновые, нафтеновые, ароматические и их смеси (парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические и др.). Непредельных или олефиновых углеводородов в сырой нефти содержится очень мало (образуются они в легких нефтепродуктах в процессах термического превращения углеводородов нефти). Содержание углеводородов основных классов в нефтях не одинаково, и в зависимости от происхождения нефти колеблется в широких пределах.

Нефть является сырьем для производства различных видов нефтепродуктов (ассортимент товарных нефтепродуктов насчитывает более 600 наименований) [37-39].

Рассмотрим основные группы углеводородов входящих в состав масляных фракций и остатков, их влияние на качество товарных масел [40-48]. Практически во всех нефтях, а следовательно во фракциях и остатках получаемых при их атмосферно-вакуумной перегонке содержатся: парафиновые углеводороды (нормального и изостроения); нафтеновые углеводороды (с различным числом колец в молекуле и содержащие пяти- и шестичленные кольца с боковыми парафиновыми цепями); ароматические углеводороды (моно- и полициклические, а также нафтено-ароматические с парафиновыми цепями различной длины); смолисто-асфальтеновые вещества; неуглеводородные компоненты (серу-, кислород-, азотсодержащие соединения).

Влияние углеводородного состава на основные свойства масел. Основными показателями определяющими поведение масел в эксплуатации являются: вязкость [49] и ее изменение с температурой (вязкостно-температурные свойства), устойчивость против окисления кислородом воздуха (химическая стабильность), смазочная способность, защита металлов от коррозионного воздействия внешней среды.

Вязкость и вязкостно-температурные свойства масел зависят от их фракционного и химического состава. С повышением температуры вязкость масел уменьшается. Содержащиеся в масле углеводороды по-разному влияют на вязкость и ее изменение температурой. Парафиновые углеводороды характеризуются наименьшей вязкостью. С разветвлением цепи их вязкость возрастает, вязкостно-температурные свойства ухудшаются. Циклические углеводороды (нафтеновые и ароматические) значительно более вязкие, чем парафиновые. При одинаковой структуре вязкость нафтеновых углеводородов выше, чем ароматических. В общем случае, чем больше колец в структуре молекулы, и чем разветвленные боковые цепи - тем выше вязкость. Наибольшую вязкость имеют смолисто-асфальтеновые вещества.

Важнейшей характеристикой масел является изменение их вязкости с температурой - индекс вязкости (ИВ) или вязкостно-температурная характеристика, показателем которой является коэффициент вязкости (отношение ₅₀/₁₀₀). Чем более полога температурная кривая вязкости, тем выше значение ИВ и более качественно масло (современные масла должны иметь индекс вязкости не менее 90). Вязкостно-температурная характеристика масла зависит от типа и строения углеводородов, входящих в его состав. Наиболее пологую вязкостно-температурную кривую, и следовательно наибольший ИВ имеют парафиновые углеводороды. ИВ изопарафиновых углеводородов меньше чем нормальных. Для циклических углеводородов характерно улучшение вязкостно-температурных свойств с уменьшением цикличности молекул и увеличением длины боковых цепей.

Классификация и характеристика масел различного назначения. Состояние смазочного масла в узле трения в значительной степени зависит от условий эксплуатации (температуры, нагрузки, скорости перемещения, состава окружающей среды и т.п.) и характера работы механизма или машины (постоянных или переменных внешних воздействий, остановок и т.п.). Наибольшее значение имеют: конструктивные особенности узла трения (тип, размер, характер движения трущихся поверхностей и т.п.); система смазки и материалы, с которым масло контактирует в процессе работы; условия эксплуатации узла трения; сроки смены масла.

Существует три общепринятых классификации нефтяных масел: по составу, по способу производства (или способу очистки) и по назначению.

По своему происхождению смазочные материалы разделяются на растительные, животные и минеральные. Остановимся на характеристике последних, т.к. они являются объектом исследования данной работы.

Минеральные масла при современном масштабе применения смазочных материалов в различных видах промышленности представляют собой основной материал этого рода. Получаются они почти исключительно соответствующей переработкой масляных мазутов и нефтей, а их ассортимент в соответствии с разнообразием их применения, чрезвычайно велик.

По составу нефтяные масла подразделяются на дистиллятные, полученные из соответствующих масляных фракций вакуумной перегонки мазута; остаточные, полученные из остатка от вакуумной перегонки мазута, т.е. из гудрона или концентрата; компаундированные, полученные при смешивании дистиллятного и остаточного компонентов; загущенные, полученные введением в базовые масла полимерных присадок. По способу очистки выделяют следующие группы масел: кислотно-щелочной очистки; кислотно-контактной очистки; селективной очистки; гидроочистки.

По назначению нефтяные масла можно разделить на смазочные и несмазочные. Выделяют следующие группы смазочных масел: моторные, индустриальные и приборные, трансмиссионные, цилиндровые и судовые, минеральные, компрессорные. Несмазочные нефтяные масла в свою очередь делятся: на электроизоляционные, консервационные, гидравлические, технологические, вакуумные и белые.

Электроизоляционные масла, к которым относятся минеральные, конденсаторные и кабельные, представляют собой специфическую группу, так называемых несмазочных, нефтяных масел. Основным их назначением является, изоляция токонесущих частей электрооборудования, гашение электродуговых выключателей; выполняют они также функцию теплоотводящей среды.

В наибольших количествах и ассортиментах производят и применяют минеральные масла (6 марок). Существенное влияние на свойства электроизоляционных масел оказывает их состав. Минимальными значениями диэлектрических потерь и наилучшими показателями других диэлектрических свойств обладают нефтено-парафиновые углеводороды. Они имеют наилучшие вязкостно-температурные показатели, хотя в наибольшей степени склонны к окислению, которое существенно ухудшает диэлектрические свойства масел.

В свете только что рассмотренных фактов, становятся понятными прежние наблюдения различных авторов, что высокоочищенные минеральные масла обладают большей склонностью к аутоксидации и выделению шлама в процессе их работы, чем аналогичные масла меньшей степени очистки [17, 44, 45]. Подобного рода “перечищенные масла” легко получаются, например, при обработке масляного дистиллята дымящей серной кислотой. С другой стороны показано, что добавка к переочищенному маслу неочищенного или слабо очищенного масла повышает стабильность переочищенного масла. Очевидно, что недоочищенное масло содержит какие-то вещества ингибиторы [46], которые будучи способными, стабилизировать малоустойчивые компоненты масла удаляются при достаточно глубокой его очистке; такими ингибиторами могут быть согласно вышеизложенные, ароматические углеводороды недоочищенного масла, точнее продукты окисления этой ароматики например фенолы, смолы ароматического происхождения и т. п. Действительно, добавлением к хорошо очищенному (перечищенному) вазелиновому маслу 3-10 %, смол из масляного дистиллята богатого тяжелой ароматикой (например, из тяжелой балаханской нефти), удавалось значительно повысить стабильность вазелинового масла, в отношении его, к окисляющему действию кислорода.

Еще более наглядную картину стабилизации масел дает добавка к ним некоторых специальных ингибиторов и присадок [47-51]. В этом направлении в настоящее время исследовано весьма большое количество веществ, некоторые из них проявляют громадную эффективность и находят применение в качестве ингибиторов для защиты как изоляционных, так и смазочных масел.

1.3 Характеристика минеральных масел

Минеральные масла предназначены для смазывания и охлаждения подшипников различных турбоагрегатов: паровых и газовых турбин, гидротурбин, турбокомпрессорных машин. Эти же масла используют в качестве рабочих жидкостей в системах регулирования турбоагрегатов, а также в циркуляционных и гидравлических системах различных промышленных механизмов.

Общие требования и свойства. Минеральные масла должны обладать хорошей стабильностью против окисления, не выделять при длительной работе осадков, не образовывать стойкой эмульсии с водой, которая может проникать в смазочную систему при эксплуатации, защищать поверхность стальных деталей от коррозионного воздействия. Перечисленные эксплуатационные свойства достигаются использованием высококачественных нефтей, применением глубокой очистки при переработке и введением композиций присадок, улучшающих антиокислительные, деэмульгирующие, антикоррозионные, а в некоторых случаях противоизносные свойства масел.

Согласно правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20.501-95 РАО "ЕЭС России") нефтяное минеральное масло в паровых турбинах, питательных электро- и турбонасосах должно удовлетворять следующим нормам: кислотное число не более 0,3 мг КОН/г; отсутствие воды, видимого шлама и механических примесей; отсутствие растворенного шлама; показатели масла после окисления по методу ГОСТ 981-75: кислотное число не более 0,8 мг КОН/г, массовая доля осадка не более 0,15 %. В то же время согласно инструкции по эксплуатации нефтяных минеральных масел (РД 34.43.102-96 РАО "ЕЭС России"), применяемых в паровых турбинах, масла Тп-22С и Тп-22Б с кислотным числом более 0,15 мг КОН/г, содержащие нерастворимый шлам и (или) имеющие кислотное число после окисления более 0,6 мг КОН/г и содержание осадка более 0,15 %, подлежат замене. Ста6ильность по методу ГОСТ 981-75 определяют при температуре 120 °С, длительности 14 ч, расходе кислорода 200 мл/мин. При кислотном числе эксплуатационных масел 0,1-0,15 мг КОН/г, появлении в них растворенного шлама, кислотном числе после окисления более 0,2 мг КОН/г и появлении в масле после окисления следов осадка инструкцией по эксплуатации предлагается ряд мероприятий по продлению срока службы масел путем введения антиокислительной присадки.

Инструкция по эксплуатации предусматривает также контроль за противоржавейными свойствами масла по состоянию помещенных в маслобак паровых турбин индикаторов коррозии. При появлении коррозии в масло рекомендуется ввести противоржавейную присадку. Масло Тп-30 при применении в гидротурбинах должно удовлетворять нормам: кислотное число не более 0,6 мг КОН/г; отсутствие воды, шлама и механических примесей; содержание растворенного шлама не более 0,01 %. При снижении кислотного числа эксплуатационного масла Тп-30 до 0,1 мг КОН/г и последующем его увеличении масло подлежит усиленному контролю с целью проведения своевременных мер по продлению его срока службы путем введения антиокислителя и (или) удаления из него шлама. При невозможности восстановления стабильности масла оно подлежит замене по достижении предельных показателей качества.

Ассортимент минеральных масел. Масло Тп-22С (ТУ 38.101821-83) вырабатывают из сернистых парафинистых нефтей с применением очистки селективными растворителями. Содержит присадки, улучшающие антиокислительные, антикоррозионные и деэмульгирующие свойства. Предназначено для высокооборотных паровых турбин, а также центробежных и турбокомпрессоров в тех случаях, когда вязкость масла обеспечивает необходимые противоизностные свойства. Является наиболее распространенным турбинным маслом (см. таблицу).

Масло Тп-22Б (ТУ 38.401-58-48-92) вырабатывают из парафинистых нефтей с применением очистки селективными растворителями. Содержит присадки, улучшающие антиокислительные, антикоррозионные и деэмульгирующие свойства. По сравнению с маслом Тп-22С обладает усиленными антиокислительными свойствами, большим сроком службы, меньшей склонностью к осадкообразованию при работе в оборудовании. Не имеет заменителей среди отечественных сортов минеральных масел при применении в турбокомпрессорах крупных производств аммиака (см. таблицу).

Масла Тп-30 и Тп-46 (ГОСТ 9972-74) вырабатывают из парафинистых нефтей с применением очистки селективным растворителем. Содержат присадки, улучшающие антиокислительные, антикоррозионные и другие свойства масел. Масло Тп-30 применяют для гидротурбин, некоторых турбо- и центробежных компрессоров. Масло Тп-46 применяют для судовых паросиловых установок с тяжелонагруженными редукторами и вспомогательных механизмов (см. таблицу).

Масла Т22, Т30, Т46, Т57 (ГОСТ 32-74) вырабатывают из высококачественных малосернистых беспарафинистых Бакинских нефтей путем кислотной очистки. Необходимые эксплуатационные свойства масел достигаются выбором сырья и оптимальной глубиной очистки. Различаются вязкостью и областями применения. Эти масла не содержат присадок. На рынок России поступают в весьма ограниченном количестве.
Масло Т22 имеет те же области применения, что и масла Тп-22С и ТП-22Б.
Масло Т30 используют для гидротурбин, низкооборотных паровых турбин, турбо- и центробежных компрессоров, работающих с высокооборотными нагруженными редукторами.

Масло Т46 применяют в судовых пароминеральных установках (турбозубчатых агрегатах) и других вспомогательных судовых механизмах с гидроприводом.

Характеристики минеральных масел

Показатели	Тп-22С	Тп-22Б	Тп-30	Тп-46	Т22	Т30	Т46	Т57
Кинематическая вязкость, мм2/с, при температуре:
50 °С	20-23	-	-	-	20-23	28-32	44-48	55-59
40 °С	28,8-35,2	28,8-35,2	41,4-50,6	61,2-74,8	-	-	-	-
Индекс вязкости, не менее	90	95	95	90	70	65	60	70
Кислотное число, мг КОН/г, не более	0,07	0,07	0,5	0,5	0,02	0,02	0,02	0,05
Температура, °С:
вспышки в открытом тигле, не ниже	186	185	190	220	180	180	195	195
застывания, не выше	-15	-15	-10	-10	-15	-10	-10	-
Массовая доля:
водорастворимых кислот и щелочей	Отсутствие	-	Отсутствие
механических примесей	Отсутствие
фенола	Отсутствие
серы, %, не более	0,5	0,4	0,8	1,1	-	-	-	-
Стабильность против окисления, не более:
осадок, % (мас. доля)	0,005	0,01	0,01	0,008	0,1	0,1	0,1	-
летучие низкомолекулярные кислоты, мг КОН/г	0,02	0,15	-	-	-	-	-	-
кислотное число, мг КОН/г	0,1	0,15	0,5	0,7	0,35	0,35	0,35	-
Стабильность против окисления в универсальном приборе, не более:
осадок, % (мас. доля)	-	-	0,03	0,1	-	-	-	-
кислотное число, мг КОН/г	-	-	0,4	1,5	-	-	-	-
Зольность базового масла, %, не более	-	-	0,005	0,005	0,005	0,005	0,01	0,03
Число деэмульсации, с, не более	180	180	210	180	300	300	300	300
Коррозия на стальном стержне	Отсутствие	-	-	-	-
Коррозия на медной пластинке, группа	-	-	1	1	Отсутствие
Цвет, ед. ЦНТ, не более	2,5	2	3,5	5,5	2	2,5	3	4,5
Плотность при 20°С, кг/м3, не более	900	-	895	895	900	900	905	900

Примечание. Условия окисления при определении стабильности по методу ГОСТ 981-75:

Масло	Температура, °С	Длительность	Расход кислорода, мл/мин
Тп-22С	130	24	83
Тп-22Б	150	24	50
Тп-30	150	15	83
Тп-46	120	14	200

1.4 Адсорбционные свойства природных минеральных сорбентов

Природные минеральные сорбенты (ПМС) - это природные материалы, которые даже без дополнительной химической обработки обладают значительной поглощающей способностью по отношению к парам, жидкостям и растворимым веществам. [52, 53]. Свойства ПМС, как правило, обуславливаются входящим в их состав глинистыми минералами, органическими веществами, количеством и составом обменных ионов, водорастворимыми солями и, наконец, структурой. Под структурой ПМС понимается распределение компонентов породы по гранулометрическому составу, форма частиц и их пространственное взаиморасположение.

Условия образования ПМС различны и в этом причина их качественного многообразия. Многими отечественными и зарубежными исследователями доказано, что различные ПМС обладают неодинаковыми адсорбционными свойствами. [54,55]. Часто глина одного мине-ралогического типа (например бентонитовые) близкие по химическому составу и некоторым другим показателям в зависимости от месторождения, а в пределах одного месторождения - в зависимости от геологического воз-раста и мощности слоя, обладают разной адсорбционной активностью [56].

Природные минеральные сорбенты широко распространенные в Узбекистане [56-58], большей частью представляют собой ассоциаты глинистых и других минералов. К ним относятся монтмориллонит (бентонит), палыгорскит, аттапульгит, сепиолит, цеолит, боксит, трепела, диатомиты, опоки и тому подобные разновидности осадочных, вулканогенных и других пород. Преобладающим в составе ПМС является монтмориллонит.

Работ в области применения минеральных сорбентов много. Это целые школы, например в Узбекистане она создана Э. А. Ариповым. Их работы посвящены направленному изменению адсорбционных свойств почвы, адсорбции ими ионов, газов и паров из окружающей среды, разработке научной основы перевода свободнодисперсных систем в связнодисперсные (например создание искусственной почвы, закрепление подвижных песков и т.д.), изготовлению адсорбентов с заданными свойствами, а также адсорбционному отбеливанию технических и растительных масел, осветлению вин, соков и других напитков, дезактивации слабоактивных вод, выяснению механизма поглощения и миграции удобрений в почве [59-63].

Особого внимания заслуживают цеолиты, имеющие своеобразную структуру и обладающие специфическими свойствами. Для них в частности характерна микропористость, способствующая искривлению изотерм адсорбции, которая может быть значительна, даже при низких давлениях (концентрациях) адсорбата. Кроме цеолитов такими же свойствами обладают глинистые минералы - палыгорскит, сепиолит и другие.

В монографии [64] приводится обзор работ по изучению адсорбционных и других свойств цеолитсодержащих пород (ломонтита, натролита, клиноптилолита и др.) палыгорскитовых глин Узбекистана, а также по направленному изменению комплекса их свойств методами активации и модифицирования.

В монографии П. П. Дмитриева [65] приводятся результаты экспериментальных исследований по разработке нового метода активации, как бентонитов, так и опок, путем их известкования. Известковая обработка давно применяемая в сельском хозяйстве для улучшения структуры и агрохимических свойств почвы была использована автором в начале для повышения обменной способности и каталитический активности бентонита в двух стадийном процессе: известкование и обработка раствором сернокислого алюминия.

1.5 Природные минеральные сорбенты в очистке нефтяных масел

Применение дешевых доступных природных минеральных адсорбентов в практике очистки (регенерации) минеральных масел имеет большое народно-хозяйственное значение [66,67]. Действие адсорбентов основано на их способности адсорбировать и удерживать на своей поверхности продукты старения масел [68,69].

Большое число месторождений опок, пригодных для регенерации масел в трансформаторах с термосифонными фильтрами, а также для регенерации масла, слитого из энергетического оборудования было найдено в Поволжье [70,71]. Это Балашеевское (станция Балашеевка бывш. Куйбышевской), ныне Самарской железной дороги, Башкирское (на восточном склоне Урала), Саринское (вблизи станции Сара Оренбургской железной дороги), Курьинское и др. месторождения.

Л.Б.Смолиной [72] показана возможность использования опок Кудукского, Муллаалинского и Каттакурганского месторождений Узбекистана как регенераторов минерального масла. Изучением адсорбции смол, выделенных из отработанного минерального масла на опоке Каттакурганского месторождения сделана рекомендация о возможности использования этого сорбента, высушенного при 120-150⁰ С для регенерации отработанных трансформаторных масел [73].

Отбеливающие глины, в состав которых входят минералы группы монтмориллонита, а это в основном бентониты, с успехом могут быть примененные для регенерации отработанных масел отмечены в Татарии [74] и на Дальнем Востоке [75,76].

Из отечественных исследований следует отметить работу [77] выполненную в исследовательской лаборатории НПЗ, где рассмотрены отбеливающие свойства опоковидных глин Кермине в зависимости от температуры контактирования с депарафинированными маслянымии фракциями и расхода глины и дано сравнение с Балашеевской глиной.

По данным М.С. Мерабишвили [78] глины Таганского месторождения (крупнейшее месторождение бентонитов из Манракской группы) представлены, в основном, бентониты достаточно высокого качества с высоким содержанием тонкодисперсной фракции.

Адсорбционные свойства Таганских бентонитов позволяют рекомендовать их для очистки нефтепродуктов от азотистых соединений и фенола, а после известковой активации - для удаления асфальто-смолистых веществ [79].

Гафуровым Р. рекомендовано использование Дарбазинской опоки и Таганского розового бентонита после кислотно-щелочной активации для удлинения срока службы минерального масла [80].

Завершая анализ работ по применению природных минеральных сорбентов следует отметить, что в основном:

1.Исследования касаются регенерации минеральных масел с использованием опок,

2.Все работы проведены в 60-70 г.г. прошлого столетия в лабораторных условиях,

3.Месторождения практически отработаны,

4.Всвязи с распадом бывшего СССР рекомендованные адсорбенты остались за пределами нашей страны.

Поэтому актуальным является введение в производственный цикл по очистке минерального масла нового, доступного, дешевого местного сорбента-бентонита Навбахорского месторождения.

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Методы исследования

Были использованы классические и современные методы исследования позволяющие определять физические, физико-химические характеристики, молекулярную массу, групповой и индивидуальный состав нефтей и их фракций, нахождение химического состава сорбентов, их динамическую емкость по различным сорбатам в жидкой фазе и т.д.

Все исследования объектов производили согласно ГОСТам [81-83] и соответствующим руководствам [84-86].

1.Определение содержания воды по методу Дина и Старка. ГОСТ-2477-65

2.Определение содержания солей в нефти.

3.Определение показателя преломления сорбатов и смесей веществ рефрактометром ИРФ-23.

4.Определение удельной массы образцов сорбатов.

5.Определение кислотного числа образцов нефти. ГОСТ 5985-59

6.Молекулярная масса веществ определялась криоскопическим методом.

7.Элементарный состав сорбатов устанавливали на элементном катализаторе ЕА 1108 фирмы Карло-Эрба (Италия), который определяет концентрацию углерода, водорода, азота, серы и кислорода в пределах от 100 ррм до 100 % с минимальной концентрацией 10 ррм. Прибор анализирует твердые вещества, жидкости и газы.

Используемый метод основан на полном и мгновенном окислении образца “сгоранием в вспышке”. При этом все органические и неорганические вещества превращаются в газы, которые проходят через восстановительную колонку, где они разделяются и затем определяются детектором, дающим на выходе сигнала пропорциональные концентрации индивидуальных компонентов смеси.

8.ИК-спектры исследуемых объектов сняты на приборе - инфракрасный спектрометр ИК-20, который работает по принципу двух лучей переменного света с оптическим экранированием, в жидкостных кюветах в области 900-3400см^-1.

9.Рентгенографические исследования проводили с помощью рентгеновского дифрактометра ДРОН-3М с монохроматизированным CuK -излучением при напряжении 25кВ и силе тока 14мА. Съемку проводили на отражении в интервале 20=10-50⁰. Электронно-микроскопические исследования в растровом режиме [87] проводили на приборе РЭМ-200. Предварительно на образцы напыляли серебро в вакуумном посту ВУП-4К с одновременным вращением. ^х)

10.Методом вискозиметрии определяли кинематическую вязкость исследуемых объектов. ГОСТ 33-82

11.Атмосферная и вакуумная разгонка нефти велась на стандартном аппарате Энглера и АРН-2 соответственно. В лабораторных условиях процессы перегонки нефти проходили стабильно. ГОСТ 11011-85

12.Селективность и динамическую емкость сорбентов определяли криоскопическим методом [88]: 2%-ный эталонный раствор органического вещества в циклогексане пропускали в стеклянной колонке через 10г - адсорбента (фр. 0,25-0,5мм предварительно дегидратированного) до его полного насыщения, т.е. когда температура концентрации фильтрата (t₃) станет равной температуре кристаллизации исходного эталонного раствора

(t₂). Так как температура кристаллизации исходного циклогексана (t₁) и эталонного раствора (t₂) определяется заранее, то весь анализ сводится к определению температуры кристаллизации фильтрата (t₃).

Фильтрат отбирается по объему порциями 12,85мл (что соответствует 10г). В каждой порции определяют температуру кристаллизации (t₃), а затем вычисляют количество адсорбированного вещества (мол. %) по формуле:

t₃ - t₂

А = ----------- • 100

t₁ - t₂

Мольные проценты адсорбированного вещества можно пересчитать в массовых процентах по формуле:

М/100 • М

Р = -------------------------------------- • 100

(1-А/100) • 84,16+А/100 • М

где, М - молекулярная масса вещества;

84,16 - молекулярная масса циклогексана.

Количество адсорбированного вещества в весовых процентах для каждой порции фильтрата пересчитывали на граммы, суммировали и относили к 100г адсорбента (точность метода ± 1%).

Аппаратура для криоскопических анализов приведена на рис. 2.1.1.

13.Групповой углеводородный состав определяли адсорбционно-криоскопическим методом (рис. 2.1.1) [89]. Сущность метода заключается в депрессии температуры кристаллизации циклогексанового раствора до и после хроматографирования через строго селективный сорбент. При этом определяется содержание двух групп углеводородов в одном образце: ароматических - при удалении крупнопористым силикагелем КСК и парафиновых углеводородов нормального строения - цеолитом CaA. Для адсорбционно-криоскопического анализа, выполняемого в две стадии - 0,5 мл нефтепродукта растворяется в 25 мл циклогексана (t₁ - 6,40⁰С), определяется температура кристаллизации раствора (t₂), который пропускается в стеклянной колонке через силикагель КСК. Затем определяется температура кристаллизации (t₁, t₂, t₃), подсчитывается количество ароматических углеводородов по формуле:

 t₃ - t₂

А = ----------- • 100%

t₁ - t₂

Затем фильтрат пропускали при тех же условиях через цеолит CaA и определяли температуру кристаллизации второго фильтрата (t₄) для определения количества нормальных парафинов. По формуле:

t₄ - t₃

А = ---------- • 100%

t₁ - t₂

подсчитывается количество нормальных парафинов. По разности от 100% определяется сумма изо-парафиновых и нафтеновых углеводородов (групповой состав при этом выражается в %). Во всех случаях хроматографирования через стеклянную колонку для определения группового состава в жидкой фазе, до загрузки в колонку адсорбента, в нижнюю суженую часть помещается за слоем ваты слой (около 2мм) крупнопористого оксида алюминия, предварительно окрашенного любым красителем, растворенным в этаноле, но не растворимом в циклогексане (фиолетовый К). За индикатором следует прокладка из ваты, потом адсорбент.



После того, как весь раствор войдет в адсорбент заливается сверху колонки этанол в количестве 15-20мл, затем серный эфир. Фильтрат собирают до подхода этанола к окрашенному индикатору в нижней части колонки. Скорость фильтрации 1 капля в 1 сек., что соответствует 4,0 объемам раствора на 1 объем адсорбента в час или скорости потока 1 мл/мин см^-1.

15.Определение температуры вспышки. ГОСТ 4333-48

16.Определение температуры застывания ГОСТ 20287-74

2.2 Объекты исследования

1. Так как в настоящее время на Ферганском нефтеперерабатывающем заводе перерабатывается Кок-Думалакская нефть (Узбекистан) с Кумкольской (Казахстан), то и объектами детального исследования были эти нефти (образцы нефти взяты с ФНПЗ), а также и другие местные нефти и мазуты, полученные из этих нефтей после отгонки светлых фракций. Исследовалось исходное дистиллятное минеральное масло и отработанный образец.

2. В качестве растворителей использованы: бензол, петролейный эфир фр. 40-60⁰С , циклогексан, ацетон, серный эфир, этанол и другие расворители из элюотропных рядов.

3. Циклогексан для криоскопических определений (адсорбционно-криоскопического метода определения группового состава нефтей и нефтепродуктов и криоскопического метода определения динамической емкости сорбентов) был очищен углем БАУ до 99,99 % степени чистоты.

4. В работе использованы адсорбенты: уголь марки БАУ, цеолит СаА и силикагель КСК, активированный по специальной методике, а также новый сорбент на основе местного сырья - бентонит Навбахорского месторождения. Адсорбенты использовались до фр. 0,25-0,5мм, в случае укрупненных опытов - фр. 0,25-1,00мм; высушивались в сушильном шкафу при 160⁰С в течении 6 часов.

ГЛАВА III. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Исследование состава и свойств новых нефтей

Кокдумалакская нефть. Кокдумалакское месторождение находится в Каршинских степях, вблизи границ Бухарской области и Туркменистана, т.е. на Амударьинской впадине. Проведено детальное исследование Кокдумалакской нефти и определен её групповой химический состав.

Физико-химическая характеристика нефти приведена в таблице 3.1.1. Из полученных данных следует, что Кокдумалакская нефть по величине плотности относится ко второму типу и называется средней. Нефть маловязкая, низкозастывающая, высокосернистая и парафиновая. По фракционному составу Кокдумалакская нефть довольно тяжелая :

до 100⁰С выкипает 4,8%

до 200⁰С выкипает 21%

до 300⁰С выкипает 35,4%

С целью определения потенциального содержания 10-и градусных фракций и их физико-химической характеристики нефть неоднократно разгоняли на АРН-2 по ГОСТ 11011-85. Данные по физико-химической характеристике приведены в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1.

Физико-химическая характеристика Кокдумалакской нефти

№ п/п	Наименование показателей	Результаты
1.	Плотность при 200С, кг/м3	866
2.	Вязкость кинематическая при 200С, сСт при 500С, сСт	14,2 5,5
3.	Кислотность, мг КОН на 100мл	2,4
4.	Коксуемость, %	3,4
5.	Зольность, %	0,006
6.	Содержание серы, %	2,44
7.	Содержание хлористых солей, мг/л	487
8.	Содержание воды, %	0,41
9.	Температура застывания с термообработкой, 0С без термообработки, 0С	-17 -20
10.	Групповой состав: % карбены и карбоиды асфальтены смолы парафин температура плавления парафина, 0С	0,11 0,67 5,5 4,7 57,6
11.	Фракционный состав: температура начала перегонки, 0С до 1000С перегоняется, % до 1200С перегоняется, % до 1500С перегоняется, % до 1800С перегоняется, % до 2000С перегоняется, % до 2200С перегоняется, % до 2400С перегоняется, % до 2600С перегоняется, % до 2800С перегоняется, % до 3000С перегоняется, %	65 4,0 5,5 7,0 14,0 17,0 22,0 26,0 30,0 34,0 38,0

В выделенных до 400⁰С 10-и градусных фракциях определены плотность, коэффициент преломления, температура застывания, содержание серы, молекулярная масса, кинематическая вязкость при различных температурах (табл.3.1.2.).

Таблица 3.1.2.

Потенциальное содержание и физические свойства 10-и градусных фракции Кокдумалакской нефти.

Пределы кипения,0С	Выход 10-и градусных фракции	Суммарный выход в %	Плотность при 200Скг/м3	Пд20	Содержание серы, %	Температура застывания, 0С	Вязкость кинематическая, сСт	Молекулярная масса
							при 200С	при 200С	при 200С
Н.к-62	0,32	0,32	0,658	1,3750
62-70	0,51	0,83	667	1,3768
70-80	1,17	2,0	681	1,3828
80-85	0,57	2,57	688	1,3887	0,008					95
85-90	0,70	3,27	702	1,3960	0,009
90-100	1,52	4,79	713	1,4012						102
100-110	1,64	6,43	727	1,4069	0,015
110-120	1,35	7,78	732	1,4110	0,016					112
120-130	1,68	9,46	740	1,4160
130-140	1,60	11,06	753	1,4233	0,027					125
140-150	1,86	12,92	758	1,4246	0,129
150-160	1,52	14,44	762	1,4295	0,21		1,00			137
160-170	1,96	16,40	770	1,4345
170-180	1,19	17,59	778	1,4378	0,39		1,09			152
180-190	1,69	19,28	782	1,4415		-60	1,17
190-200	1,67	20,95	789	1,4421	0,47					163
200-210	1,50	22,45	796	1,4443		-48	1,50	1,00
210-220	1,34	23,79	799	1,4459	0,50		1,80			175
220-240	1,34	25,13	803	1,4505	0,76	-40	2,15	1,43
240-250	1,32	26,45	807	1,4510	0,84	-33		2,25		190
250-260	1,66	28,11	810	1,4522			3,20		0,75
260-270	1,80	29,91	813	1,4569	0,89	-25		2,53	1,23
270-280	1,57	31,48	818	1,4629			4,32		1,29	214
280-290	1,80	33,28	824	1,4670	1,30	-17		2,72	1,35
290-300	2,10	35,38	830	1,4733			5,98		1,48
300-310	1,95	37,33	836	1,4765	1,62	-8		5,13	1,53	240
310-320	1,82	39,15	841	1,4810			8,48		1,66
320-330	1,63	40,78	846	1,4850	1,90	0		5,73	1,75
330-340	1,75	42,53	850	1,4892			15,56		2,21	288
340-350	1,89	44,42	853	1,4943	2,13	+5		6,27	2,29
350-360	2,49	46,91	857	1,4975			29,37		2,42
360-370	2,26	49,17	862	1,4987	255	+11		7,53	2,68	300
370-380	1,88	51,05	867	1,5015					2,86
380-390	1,92	52,97	879	1,5025	290	+16		9,47	3,15	313
390-400	1,77	54,74	890	1,5060					3,26

На рис 3.1.1. приведен график разгонки нефти и изменение показателя преломления и плотности фракции.

Рис. 3.1.1. дан график разгонки Кокдумалакской нефти

1- температура разгонки; 2- плотность; 3- показатель преломления;

Как видно из приведенных данных плотность фракции изменилась от 658 до 890 кг/м³, п_д²⁰ от 1,3750 до 1,5060; содержание серы от 0,008 до 2,9%; температура застывания от минус 60⁰С до плюс 16⁰С; молекулярная масса изменялась от 95 до 313 относительных единиц; выход бензина до 180⁰С составляет до 20%, а светлых фракции 38%.