Иследование физико-химических свойств нефти и нефтепродуктов месторождений Казахстана

     Цель работы: иследование физико-химических свойств нефти и нефтепродуктов месторождений Казахстана методом симулированной  дистилляции на газовом хроматографе «Agilent-6850» с пламенно-ионизационным детектором. для идентификации и диагностики исследуемых объектов. Одной из актуальных проблем нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли Казахстана является определение фракционного состава, идентификации сырой нефти позволяющей оптимизировать управления процессом нефтепереработки и оценки качества готовой продукции.
     Задачи исследования:
     1. Идентифицировать по характерным органолептическим признакам объекты №1-9;
     2. Идентифицировать по характерным физико-химическим показателям (плотность, вязкость, показатель преломления) объекты №№1-9; 
     3. Определение структурно-групповго состава объектов №1-№3 методом инфракрасной спектрометрии с использованием ИК-Фурье спектрометра «Tensor 27» для определения характерных полос поглощения;
     4. Определить фракционный состав объектов №1-№3 на аппарате атмосферно-вакуумной дистилляции «MINIDIST PLUS» и методом симулированной дистилляции с помощью газового хроматографа с пламенно-ионизационным детектором «Agilent 6850», результаты сравнить;
     5. Провести идентификацию и диагностику объектов №1-9 по  углеводородному составу методом внешнего стандарта и фракционному составу методом симулированной дистилляции с помощью газового хроматографа с пламенно-ионизационным детектором «Agilent 6850».
     Объекты исследования: для анализа были взяты образцы: объект №1 – нефть месторождения «Кумколь» Кызылординской области, объект №2 – нефть месторождения «Узень» Мангистауской области, объект №3 – нафтеновая нефть уникального месторождения «Копа» Актюбинской области, объекты №4 - №9 – неизвестные жидкости.
     Новизна работы. Методом симулированной дистилляции с помощью газового хроматографа с пламенно-ионизационным детектором «Agilent 6850» определила фракционный состав сырой нефти месторождений «Кумколь» Кызылординской области, «Узень» Мангистауской обасти, «Копа» Актюбинской области и неизвестных жидкостей при небольшом содержании исследуемых объектов, минимальных затратах времени и ресурсов с высокой точностью по истинным температурам кипения для идентификации и диагностики. 
     Методы исследования: для проведения анализа в работе использовались органолептический метод, метод определения плотности с помощью ареометров марки «АОН-1», метод определения показателя преломления с помощью рефрактометра ИРФ 454, метод определения кинематической вязкости вискозиметрами ВПЖ-1 и ВНЖ, определение содержания хлористых солей титрованием азотнокислой ртути с индикатором дифенилкарбазоном, определение структурно-группового состава методом инфракрасной спектрометрии с использованием ИК-Фурье спектрометра «Tensor 27», определение фракционного состава на аппарате атмосферно-вакуумной дистилляции MINIDIST PLUS,  определение углеводородного состава методом внешнего стандарта с использованием газового хроматографа c пламенно-ионизационным детектором «Agilent-6850» и определение фракционного состава методом симулированной дистилляции с использованием газового хроматографа c пламенно-ионизационным детектором «Agilent-6850».
     Практическая ценность работы. На сегодняшний день данная методика находит применение в Центральном институте судебной экспертизы (города Астана) для проведения быстрого и точного анализа нефти и нефтепродуктов при минимальных затратах времени, ресурсов и самого исследуемого объекта (0,2 мкл). Это позволит эксперту установить фактические данные и обстоятельства при расследовании преступлений и судебном рассмотрении уголовных дел о хищениях нефти и нефтепродуктов, а также о рассмотрении дел о разливах нефти и нефтепродуктов в почвенные и водные объекты (экологическая катастрофа). Использование хлороформа вместо серного углерода в качестве растворителя делает метод безопасным для здоровья человека, а быстрота и точность придает методу большую востребованность. Данная методика также применима для анализа нефти и нефтепродуктов в нефтеперерабатывающих заводах и в процессе разведки месторождений Республики Казахстан, тогда как нефтеперерабатывающие заводы работают согласно принятым государственным стандартам и сознательно выполняют большинство рутинных методов с пониженной производительностью. 
     Ключевые слова: симулированная дистилляция, нефть, нефтепродукты, фракционный состав, истинные температуры кипения, газовая хроматография, диагностический анализ. 
     Объем и структура работы: работа содержит 61 страницы печатного текста, 28 рисунков, 19 таблицы. В работе использовано 55 литературных источников.
     
     

     1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР
     
     
     1.1 Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов
     
     Нефть – это природная маслянистая горючая жидкость со своеобразным запахом, представляющая собой природную смесь жидких углеводородов (парафиновых, нафтеновых и ароматических), в которой растворены газообразные и твердые углеводороды. Кроме того, в нефти содержатся высокомолекулярные смолисто-асфальтеновые вещества, низкомолекулярные кислород-, азот- и серосодержащие соединения, а также некоторые неорганические вещества, вода, соли, соединения металлов и других элементов [1-4].
     Химическая природа и состав нефти, нефтяных фракций и остатков предопределяет весь комплекс их физико-химических свойств [5].
     К основным физико-химическим свойствам нефти и нефтепродуктов (НП) относятся: плотность, вязкость, показатель преломления, фракционный состав. Все они взаимосвязаны и только в совокупности дают характеристику определённому нефтяному сырью. Состав  нефти по данным [6-8] различных месторождений нередко сильно отличаются друг от друга. В таблице 1 рассмотрены основные физико-химические характеристики нефти месторождений «Кумколь» Кызылординской области, «Копа» Актюбинской области и «Узень» Мангистауской области.
    
Таблица 1 - Основные физико-химические характеристики нефти месторождений Кумколь, Копа и Узень.
  Характеристики
  Кумколь
  Узень
  Копа
  Плотность при 20?С, г/см3
  0,812
  0,852
  0,843
  Кинематическая вязкость при 20?С,  мм2/с:
  20,5
  
  28,8
  26,3
  
  Коэффициент преломления, nD20
  1,4549
  1,4777
  1,4765
  Фракционный состав, % не менее, до температуры: 
  - 200 ?С
  - 300 ?С
  
  
  30
  52
  
  
  27
  47
  
  
  3
  20
  
     Знание фракционного состава дает важную характеристику нефти и нефтепродукта не только при переработке нефтяного сырья и технологической классификации, но и в работе эксперта для исследования предоставляемых вещественных доказательств с целью расследования преступлений при совершении краж нефти, нефтепродуктов и горюче-смазочных материалов (ГСМ). [9]
     Плотность. Плотность (?) нефти меньше единицы. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в пределах, указанных в таблице 2.
  
Таблица 2 – Плотности нефти и нефтепродуктов
  
  Нефть
  ( 0.800-0.950 г/см3)
  Бензин (плотность 0.710-0.750 г/см3)
  
  Керосин (плотность 0.750-0.780 г/см3)
  
  Дизельное топливо (пл. 0.800-0.850 г/см3)
  
  Масляные погоны (пл. 0.910-0.980 г/см3)
  
  Мазут (плотность ? 0.950 г/см3)
  
  Гудрон (плотность 0.990-1.0 г/см3)
  
  Смолы (плотность > 1.0  г/см3)
     
     Плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры. 
     Плотность большинства нефтей колеблется в диапазоне от 0.80 до 0.95 г/см3. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкой к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав [10].
     Плотность фракций нефтей растет с увеличением их температур кипения:
     петролейная ? бензиновая ? лигроиновая ? керосиновая ? дизельная ? мазут? гудрон
     Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает в следующем ряду:
     н.алканы ? н.алкены  ? изоалканы ? изоалкены ? алкилциклопентаны  ? алкилциклогексаны ? алкилбензолы ? алкилнафталины
     Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов.
     Вязкость. Вязкость нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Для характеристики нефти и нефтепродуктов обычно используют кинематическую (?) вязкость [1-4]
     Практической единицей измерения кинематической вязкости является сантистокс (сСт): 1сСт=10-2 Ст=10-6м2/с=1мм2/с. Для нефтей различных месторождений Казахстана изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сСт – сантистокс при 200С). Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сСт. В таблице 3 приведены кинематические вязкости некоторых веществ по данным [2].
    
    
  
Таблица 3 – Кинематические вязкости некоторых веществ
  Вещество
  ?, сСт (мм2/с)
  Вода
  1,011
  Мазут топочный М-100
  При 80 оС
  118
  
  При 100  оС
  50
  Дизельное топливо при 20 оС
  3 – 6
  Печное топливо при 20 оС
  <8
  Судовое топливо IFO-380
  При 50 оС
  380
  
  При 100 оС
  35
  
     Для нефтяных фракций по мере увеличения их температуры кипения вязкость значительно возрастает. Так, например, вязкость бензинов при 200С приблизительно равна 0.6 сСт, а вязкость остаточных масел 300-400 сСт [11].
     Значение вязкости сильно зависит от температуры. При низких температурах вязкость нефтепродуктов значительно повышается и наоборот.
     Показатель преломления. Почти все нефти обладают способностью вращать плоскость поляризации лучей света, причем для большинства их характерно слабое правое вращение. Это свойство определяется с помощью поляриметров. Оптическая активность возрастает с повышением температуры кипения фракции, т. е. с увеличением молекулярной массы. Совершенно не вращают плоскость поляризации бензиновые фракции нефти, малой оптической активностью обладают нефти, богатые метановыми и нафтеновыми углеводородами, а также смолы и нафтеновые кислоты [12-14].
     Для количественной характеристики оптических свойств нефти и НП используют показатель преломления (n20D). Показатель преломления с ростом температуры уменьшается. Этим коэффициентом пользуются для приведения коэффициента преломления любых нефтепродуктов к стандартной температуре 200С. Чем больше в углеводородах содержание водорода, тем меньше показатель преломления [15]. 
     Фракционный состав. Фракционный состав нефти характеризует содержание отдельных фракций нефтепродукта в объемных процентах, перегоняющегося в определенных температурных интервалах. На рисунке 1 изображена градация нефтяных фракций.
    
    
    
    
    
    
            
    
    
    Рисунок 1 – Цвет различных фракций нефти
     Нормируются температуры начала, конца кипения и выкипания определенных количеств промежуточных фракций. Фракционный состав является важной характеристикой сырой нефти и светлых нефтепродуктов. В таблице 4 представлена краткая характеристика нефтяных фракций.

Таблица 4 – Краткая характеристика фракций нефти
Градация
Фракция
Температура выкипания
Условия
Светлые дистилляты
Легкие
Петролейная
до 100 °С
Атмосферная перегонка


Бензиновая
100 - 140 °С


Средние
Лигроиновая (нафта)
140 - 180 °С



Керосиновая
140 - 220 °С



Дизельная (легкий газойль, соляровый дистиллят)
180 - 360 °С (220 - 360 °С)

Темные (мазут)
Тяжелые (маслянные)
Вакуумный газойль
360 - 500 °С (кажущаяся)
Вакуумная перегонка


Гудрон (вакуумный остаток)
свыше 500 °С (кажущаяся)

  
     Петролейная фракция — это смесь легких жидких  углеводородов (в основном пентанов и гексанов). Петролейную фракцию или петролейный эфир получают из попутных нефтяных газов, из газоконденсата и из легких фракций нефти. 
     Физические свойства: бесцветная жидкость, плотность 0,650—0,695 г/см3 и температура кипения — до 100 °C.
     Петролейный эфир используется в качестве растворителя в жидкостной хроматографии, а также в качестве растворителя при экстракции различных углеводородов, нефти, битумов из горных пород. [16-19].
     Бензиновая фракция нефтей и конденсатов - это  сложная смесь углеводородов (до С11) различного строения, содержащая в основном метилциклопентан, циклогексан, метилциклогексан, а также толуол и метаксилол. Фракция выкипает в интервале 100-140°С.  Плотность фракции около 0,71 г/см3.
     Эта фракция используется для получения различных видов и  сортов топлива для двигателей внутреннего сгорания. Бензиновую  фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные [20].
     Лигроиновая фракция (тяжелая нафта) нефти является высокооктановой. Она также представляет собой сложную смесь углеводородов, но уже более тяжелых, по сравнению с петролейной и бензиновой фракциями (состав С8 — С14). В ней содержится значительно больше ароматических углеводородов (до 8 %), чем в бензиновой фракции. Также в ней нафтены почти в три раза превышают содержание парафинов. 
     Плотность лигроиновой фракции 0,78—0,79 г/см3. В промышленности она используется как компонент товарных бензинов, осветительных керосинов и реактивных топлив, а также как органический растворитель и наполнитель жидкостных приборов [22].
     Керосиновая фракция — это фракция прямой атмосферной перегонки нефти с границами кипения от 140 до 220°С. Плотность  при 20°С — 0,854 г/см3. Температура начала кристаллизации — 60°С ниже нуля. 
     Керосиновая фракция обычно представлена углеводородами С6-С16. Керосиновые фракции ввиду высокого содержания  изопарафинов и низкого содержания бициклических ароматических  углеводородов являются высококачественным топливом для реактивных двигателей. Они отвечают требованиям на современные и перспективные реактивные топлива с повышенной плотностью, умеренным содержанием ароматических углеводородов, хорошими показателями по термической стабильности и низкотемпературным свойствам [16-19]. 
     Дизельная фракция, выкипающая в пределах 180 - 360°C, используется в качестве товарного топлива для быстроходных дизелей, а также как сырье для других процессов переработки нефтепродуктов. Кроме названных фракций вырабатываются также углеводородные газы, керосиновые фракции. 
     Дизельные фракции содержат мало ароматических углеводородов (до 25 %), а нафтены преобладают над парафинами. 
     Фракция в основном содержит циклопентан и циклогексан, имеет высокие цетановые числа и относительно низкие температуры застывания. 
     Дизельные фракции парафинистых нефтей содержат значительное количество алканов нормального строения, благодаря чему имеют сравнительно высокую температуру застывания (-10) - (-11)°C. Для того чтобы получить из таких фракций дизельное зимнее топливо с температурой застывания — минус 45°C и дизельное арктическое топливо с температурой застывания — минус 60°C, эти фракции подвергают депарафинизации с применением карбамида. 
     Мазут – это смесь углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000), нефтяных смол (с молекулярной массой 500—3000 и более), асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих различные микроэлементы — металлы и неметаллы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca, Ti, Hg, Zn и другие) [20,21].
     Физико-химические свойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгона светлых (дистиллятных) фракций и характеризуются следующими данными : вязкость 8—80  мм?/с (при 100 °C), плотность 0,89—1 г/см? (при 20 °C), температура застывания 10—40°С, содержание серы 0,5—3,5 %, золы до 0,3 %. 
     Мазут до конца XIX века выбрасывали как отходы производства. Сейчас его применяют как жидкое котельное топливо или используют как сырье для дальнейшей переработки – вакуумной перегонки. Тяжелые фракции невозможно перегнать при атмосферном давлении – при необходимой для их кипения высокой температуре начинается их деструкция [22-25]. 
     Гудрон представляет собой остаток, образующийся в  результате отгонки из нефти при атмосферном давлении и под вакуумом фракций, выкипающих до 450—600°C (в зависимости от природы нефти).
     Выход гудрона — от 10 до 45 % от массы нефти. Гудрон — вязкая жидкость черного цвета с блестящим изломом. В состав гудрона входят парафиновые, нафтеновые, ароматические углеводороды (45-95 %), асфальтены (3-17 %), а также нефтяные смолы (2-38 %) [26-28]. 
     Плотность гудрона составляет от 0,95 до 1,03 г/см? в зависимости от природы нефти и степени извлечения светлых фракций. 
     Гудрон используют для производства дорожных, кровельных и строительных битумов, малозольного кокса, смазочных масел, мазута и моторного топлива [29].

    1.2 Ранние методы исследования фракционного состава нефти и нефтепродуктов
    
    В основе всех методов определения фракционного состава нефти лежит дистилляция – физический метод разделения сложной смеси углеводородов нефти на отдельные фракции с различными температурными интервалами кипения путем испарения нефти и последующей дробной конденсацией образовавшихся паров [16,18].
    В зависимости от числа ступеней конденсации паров различают три варианта физической дистилляции нефти:
    Простая дистилляция (перегонка) – образующиеся при испарении нефти пары полностью конденсируют;
    Дистилляция с дефлегмацией – из образовавшихся при испарении нефти паров конденсируют часть высококипящих фракций, возвращая их в виде жидкой флегмы в кипящую нефть, а оставшиеся пары, обогащенные низкокипящими компонентами, полностью конденсируют; 
    Ректификация – дистилляция	с многократно повторяющейся дефлегмацией   паров   и   одновременным   испарением   низкокипящих компонентов из образующейся флегмы, чем достигают максимальной концентрации   низкокипящих   фракций   в   парах   перед   их   полной конденсацией.
    По данным [30-31] метод простой дистилляции основан на разделении смеси жидких веществ, при различной температуре кипения компонентов смеси. Простая дистилляция может быть периодической и непрерывной. Схема установки для периодической простой дистилляции представлена на рисунке 2. 
    
    Рисунок 2 – Схема установки для определения фракционного состава простой перегонкой: 1 – колба; 2 – термометр; 3 – трубка холодильника; 4 – ванночка с проточной водой; 5 – мерный приемник; 6 – нагреватель колбы;   7 –защитное кольцо; 8 – штатив
    
     В процессе дистилляции фиксируют температуру паров t термометром 2 и объем жидкости V в приемнике 5 в следующие моменты:
     - в момент падения первой капли в приемник (температура н.к. – tнк), когда V = 0;
     - когда объем жидкости в приемнике составляет 10 мл, 20 мл, 30 мл и т. д. до 90 мл (V10,V20, V30и т. д. до V90) фиксируют t10, t20, t30, и т. д. до t90; 
     - когда температура по термометру достигнет максимума (послеt90) и начнет снижаться – температура к.к. (tкк). После этого нагрев колбы прекращают и через некоторое время фиксируют общий выход фракций в мл – Vк.
    
    
     Рисунок 3 –  Кривые фракционного состава нефти: 1 – простая перегонка; 2 – однократное испарение; 3 – дистилляция с дефлегмацией; 4 – ректификация (кривая ИТК); выход в % об.
     Полученные результаты измерений представляют в виде кривой 1 (рисунок 3) фракционного состава, где по оси абсцисс откладывают выход фракций в % (об.): 0, 10, 20, 30 и т. д. до 90 % (об.), а по оси ординат – температуры tнк, t10 и т. д.Такой метод определения фракционного состава наиболее прост в реализации, он стандартизирован практически во всех странах: в России и Казахстане – ГОСТ 2177-99, в США – ASTM D-86. Этим методом состав нефти может быть определен в интервале температур от начала кипения (обычно 30– 35°С) до температуры кипения не выше 320–340 °С, поскольку при атмосферном давлении более высококипящие углеводороды нефти подвергаются термической деструкции и нарушается природный химический состав нефти. Фракционный состав тяжелой (высококипящей) части нефти (выше 320–340°С) определяют   при пониженных давлениях, во избежание деструкции тяжелых фракций. Затем эти температуры пересчитывают на нормальное атмосферное давление [18,19].
     Дистилляция с дефлегматором. Схема аппарата с дефлегматором приведена на рисунке 4. При дистилляции с дефлегматором пары из колбы 1 до выхода их на конденсацию проходят охлаждаемый участок горловины (дефлегматор), где в первую очередь частично	конденсируются высококипящие углеводороды, и образовавшаяся жидкость –  флегма II – стекает обратно в колбу. За счет этого покидающие колбу пары III обогащаются легкокипящими компонентами, что повышает четкость разделения углеводородов при таком способе дистилляции [22].
     Методика дистилляции и интерпретация ее результатов аналогичны описанным для простой перегонки, однако получаемая кривая фракционного состава будет иметь немного больший наклон по сравнению с кривой простой перегонки (кривая 3 на рисунке 3). 
    	
    
    Рисунок 4 – Схема установки с дефлегматором (а) и принцип его работы (б): 1 –колба; 2– дефлегматор; 3 – термометр; 4 – холодильник; 5 – мерный приемник; 6 – нагреватель; 7 – штатив; I – поток выкипающих паров; II –сконденсированная флегма; III – поток пара на конденсацию.
     Четкость разделения зависит от высоты дефлегматора: чем она больше, тем больше доля сконденсировавшихся паров II и тем больше обогащение паров III легкокипящими компонентами.
     Перегонкой можно разделить до определенной степени смесь компонентов, температуры кипения которых отличаются более, чем на 50 °С.
     При периодической перегонке содержимое перегонного аппарата частично или полностью отгоняется. В этом процессе происходит непрерывное изменение состава паровой и жидкой фаз, а также температуры отбора паров.  При непрерывной перегонке продукт непрерывно вводят в перегонный аппарат. При этом обычно разделение паровой и жидкой фаз происходит однократно, поэтому такой процесс называется однократной перегонкой или однократным испарением (кривая 2 на рисунке 3).  В этом процессе образующаяся паровая фаза остается в равновесии в смеси с жидкой до установления конечной (заданной) температуры [1-8].
     Ректификация. Методы лабораторной ректификации могут быть периодические и непрерывные. При периодической ректификации, так же, как и при простой периодической перегонке, разовая загрузка куба постепенно испаряется при нагревании, но образующиеся при этом пары многоступенчатой (многократной) дефлегмацией обогащаются легкокипящими для данного момента испарения углеводородами.
     В каждом сечении колонны (например, в–в) поток поднимающегося пара I встречает стекающий поток жидкости V, имеющей углеводородный состав, схожий с составом паров (но с большим содержанием тяжелых углеводородов), и температуру на 5–10 °С ниже температуры паров. За счет этой разности температур и составов часть высококипящих углеводородов VI конденсируется в поток жидкости, а выделяющаяся теплота их конденсации способствует испарению низкокипящих углеводородов VII, попадающих в поток пара.  Таким образом, в этом случае происходит двойное (за счет потоков VI и VII) обогащение потока пара низкокипящими компонентами, а жидкости – высококипящими [17,19].
     Такой процесс происходит по всей высоте колонны (в сечениях а–а, б–б) и наверху колонны поток паров II, выходящий на конденсацию ректификат, максимально обогащен низкокипящими углеводородами и имеет температуру значительно ниже, чем у аналогичной смеси в колбе при простой дистилляции (рисунок 2) и даже дистилляции с дефлегмацией (рисунок 4).
     После конденсации в конденсаторе 6 часть ректификата III возвращается в колонну, создавая встречный поток жидкости (орошение), а другая часть IV выводится как отбираемый ректификат.
     Отношение количества потока III к количеству IV называют кратностью орошения, и чем она выше, тем лучше степень разделения углеводородов смеси (четкость ректификации).
     На рисунок 5 (а) схематично показано устройство лабораторной установки периодической ректификации нефти.
     Данный метод определения состава нефти по ИТК стандартизован (ГОСТ 11011-85) и выполняется в аппарате для ректификации нефти АРН-2. Аналогичный стандарт США – ASTM D-2892.
    
    
    
     Рисунок 5 - Схема ректификации нефти (а) и принцип работы (б): 1 – колонна; 2 – насадка; 3 – обогрев и изоляция колонны; 4 – куб; 5 –печь; 6 – конденсационная головка; 7 – кран для отбора фракций; 8 –приемник; 9,10 – термопары; 11 – манометр; 12 – буферная емкость; 13 – вакуумный насос; I -пары из куба; II – пары ректификата на конденсацию; III – ректификат на орошение; IV - отбираемая часть ректификата; V – флегма, стекающая в куб; VI и VII – конденсируемая часть паров и испаряемая часть – орошение на каждом уровне контакта (а–а, б–б, в–в и т.д.)
    
     Нефть, помешенная в куб 4, испаряется, и образующийся поток паров углеводородов (меняющийся по составу по мере испарения нефти) поднимается по колонне 1 вверх. Колонна заполнена насадкой 2 для увеличения поверхности и длительности контакта паров с флегмой. Наверху колонны пары попадают в конденсатор 6, и образовавшийся конденсат (ректификат) возвращается в колонну наверх насадки. Стекая по ней, флегма контактирует с паровым потоком и за счет описанной выше многократной частичной конденсации паров и частичного испарения жидкости оба потока обогащаются, концентрируя низкокипящие (пары) и высококипящие (орошение) компоненты. Часть обогащенных паров в сконденсированном виде через регулировочный кран 7 отбирают в приемник 8, а остальное возвращается на орошение. В этом случае отбор ведут по температуре наверху колонны. Например, от начала кипения до 80°С отбирают и взвешивают первую фракцию, затем от 80 до 100°С – вторую, от 100 до 120 °С – третью, и т. д. При атмосферном давлении перегонку ведут до 220–240 °С, после чего систему герметизируют и продолжают перегонку при 1,3 кПа (10 мм рт. ст.) до 320–340 °С, а затем давление понижают до 0,1–0,15 кПа и ведут ее до появления первых признаков термического разложения остатка в кубе. Обычно это наблюдается при температуре кипения фракции (приведенной к нормальному давлению) – около 480–500°С [21-25].
    Полученные значения температур кипения отбираемых фракций и их выходов (в % маc. от загрузки куба) представляют в виде таблицы или кривой и называют фракционным составом по ИТК(истинным температурам кипения). 
    Строят кривую ИТК нефти (нефтепродукта) на основании зависимости температуры конца кипения отдельной фракции от ее суммарного выхода. Типичная кривая ИТК, полученная для той же нефти, что и остальные кривые, показана на рисунок 3 (кривая 4). Она имеет наибольший из всех наклон, т. е. наибольшую четкость разделения углеводородов при   испарении и соответственно наименьшую температуру начала кипения и наибольшую – конца кипения [19,20].
    Допускаемые   расхождения   между   параллельными   перегонками   не должны превышать: 1 % при отборе фракций до 320 °С, 1,5 % при отборе фракций выше 320 °С.
    Для приведения температур кипения в вакууме к температурам кипения при атмосферном   давлении   существуют   специальные   пересчетные   формулы (Дюринга, Рамзая–Юнга, Ашворта и др.) и номограммы (АзНИИ, Билла, UOP и др.).
    Ректификацией можно разделять смесь компонентов, различающихся по температуре кипения всего на 0,5 °С.
    Данные по ИТК являются наиболее часто используемой информацией о составе нефти или нефтепродуктов. Однако их экспериментальное определение на лабораторных ректификационных установках очень трудоемко и продолжительно: 10–20 часов и требует значительных количеств анализируемого продукта: от 100 мл до 5 л.
    Это  стимулировало  поиск  методов  экспериментального  определения состава по ИТК, лишенных указанных недостатков. Одним из таких методов является  симулированная  дистилляция с  помощью  газовой хроматографии. Хроматография дает возможность исследовать малые дозы вещества (до 1 мл) и получить информацию о его составе за 5–30 мин [32].
    Метод симулированной дистилляции получил широкое распространение. Высокая   воспроизводимость   результатов   обеспечивается   применением капиллярных  хроматографических  колонок  и  поддержанием  стабильности режима хроматографического анализа [33-35].
    
    1.3 Симулированная дистилляция - современный метод исследования фракционного состава нефти и нефтепродуктов
    
    Симулированная (имитированная) дистилляция  – современный метод анализа  нефти и нефтепродуктов, использующий газовую хроматографию для получения информации об истинном распределении по температурам кипения нефти и нефтяных фракций до 545°С (до С44).
    Установление пределов кипения необходимо для обеспечения качества нефтепродуктов, их соответствия нормативным документам, управления процессами нефтепереработки и предсказания физических свойств. Газохроматографический (ГХ) анализ имитирует процесс разгонки сырой нефти по истинным температурам кипения. В методе симулированной (имитированной) дистилляции предполагается, что индивидуальные компоненты образца элюируются из газохроматографической колонки в порядке возрастания их температур кипения. Колонка ГХ как бы заменяет собой ректификационную колонну. Симулированная дистилляция является высокоавтоматизированным приемом для установления распределения различных нефтяных фракций, по температурам кипения [34].
    Преимущества симулированной дистилляции можно наглядно объяснить в сравнении с методами физической дистилляции, к которым относятся рассмотренные выше ранние методы исследования фракционного состава нефти и нефтепродуктов. В таблице 5 сведены рабочие характеристики методов физической и имитированной дистилляции. Методы физической дистилляции позволяют получить кривые ИТК, но требуют значительного времени и трудозатрат, а также являются неточными и рутинными. Отдельный анализ может длиться от трех часов и более [35-39].
    
Таблица 5 – Рабочие характеристики методов физической и имитированной дистилляции
Метод испытания
Конечная темпе-ратура кипения, 0С
Необхо-димый объем исследу-емого продукта
Длитель-ность анализа, час
Калибров-ка
Воспроиз-водимость, 0С
Простая перегонка
  370
от 100 мл
   от 3
ручная
  10
Дистилляция с дефлегмато-ром
  370
от 100 мл
  от 4
ручная
  20
Ректифика-ция
  525
  от 1 до 5 л.
  от 20
ручная
  30
Симулиро-ванная дистилляция
  545
  до 1 мл
  до 0,5
автома-тическая
  2
  
     Методом имитированной дистилляции получают кривую истинных температур кипения, которая строится по данным хроматографического разделения исследуемого продукта на колонке с неполярным сорбентом в режиме программирования температуры. После ввода образца в инжектор, группы углеводородов выводятся на хроматограмму в порядке возрастания их температур кипения. Предварительно выполняется калибровка системы по эталонной смеси углеводородов с известными температурами кипения [31,32].
     Метод имитированной дистилляции с помощью газовой хроматографии позволяет проводить анализ нефтяных продуктов не только быстрее и с большей степенью точности, но и требует для осуществления меньшего количества анализируемых веществ. Этот метод особенно важен, если анализируемый продукт находится в ограниченном количестве. Так, для проведения анализа методом ректификации требуется от 1 до 5 литров исследуемого продукта, в то время как, для проведения анализа методом симулированной дистилляции потребуется всего 1 мл пробы, из которых лишь 0,2 мкл потребуется газовому хроматографу для получения полной картины фракционного состава любого нефтяного сырья независимо от степени загрязненности. Полный анализ по методу имитированной дистилляции длится около 30 мин при минимальных затратах времени самого оператора. Химики сознательно выполняют большинство рутинных дистилляционных испытаний с пониженной производительностью. Этот компромисс обусловлен, прежде всего, экономическими причинами, поскольку получение очень подробных данных было бы сопряжено с практически бесконечными испытаниями – один анализ по методу ректификации требует для своего завершения от двух до пяти дней [31-37].
     Методы симулированной дистилляции основываются на соответствии температур кипения и времен удерживания, которое описывается калибровочной кривой, получаемой с использованием стандартных образцов. Калибровочная смесь полностью покрывает диапазон кипения анализируемого образца. Это позволяет установить точную связь между распределением по температурам кипения и фракционным составом [36].
     Быстрота и надежность результатов, получаемых по методам симулированной дистилляции, делают их полезным инструментом для контроля качества, управления процессами и их оптимизации. Симулированную дистилляцию используют для определения четких температур разделения фракций, а также для обнаружения загрязнений и уносов.
     Газовый хроматограф компании «Agilent 6850» с пламенно ионизационным детектором и программным обеспечением для симулированной дистилляции автоматизирует все стадии калибровки, валидации метода, компенсации нулевой линии, анализа пробы [38-39]. 
     
     1.4 Симулированная дистилляция – превосходный способ диагностики загрязнений и уносов
     
     Для иллюстрации преимуществ метода симулированной дистилляции над методами физической дистилляции образцы керосина и дизельного топлива были проанализированы методами симулированной дистилляции и простой дистилляции.
     Для сравнения, высокий уровень автоматизации в методе симулированной дистилляции практически не требует вмешательства оператора. Полный анализ по методу имитированной дистилляции длится от 5 до 30 мин, что составляет небольшую часть от длительности анализа по методу простой дистилляции [32]. 
    
    
    
     Рисунок 6 – Результаты простой перегонки в сравнении с результатами симулированной дистилляции 
     
     Автоматизацией также обуславливается тот факт, что воспроизводимость 20С для метода имитированной дистиляции. Воспроизводимость метода простой перегонки составляет 100С. На рисунке 6 представленны кривые ИТК, где сравниваются результаты двух методов [40-42].
    
Таблица 6 – Сравнение результатов физической и симулированной дистилляции для образца дизельного топлива
    % отгона
    Простая дистилляция ТК, 0С
    Симулированная дистилляция ИТК, 0С
    н.к.
    237
    202
    10
    263
    254
    20
    271
    268
    30
    276
    276
    50
    282
    290
    70
    289
    303
    80
    295
    310
    90
    303
    325
    к.к.
    324
    378

     Симулированная дистилляция представляет собой полезный диагностический инструмент для обнаружения уносов или загрязнений в углеводородном погоне. Унос может появляться после ожидаемой конечной температуры кипения из-за неисправной работы ректификационной колонны.

Таблица 7 – Сравнение результатов физической и симулированной дистилляции для образца керосина
    % отгона
    Простая дистилляция ТК, 0С
    Симулированная дистилляция ИТК, 0С
    н.к.
    158
    99
    10
    176
    155
    20
    181
    170
    30
    183
    182
    50
    199
    203
    70
    218
    228
    80
    231
    242
    90
    249
    263
    к.к.
    283
    325
    
     Загрязнения проявляются перед ожидаемой начальной температурой кипения.......................