Xhaklina Cani (2016) UNIVERSITETI I TIRANËS FAKULTETI I SHKENCAVE TË NATYRËS DEPARTAMENTI I KIMISË INDUSTRIALE PROGRAMI

Transcription

1 UNIVERSITETI I TIRANËS FAKULTETI I SHKENCAVE TË NATYRËS DEPARTAMENTI I KIMISË INDUSTRIALE PROGRAMI PROCESET E TRAJTIMIT KIMIK TË LËNDËVE TË PARA NATYRORE DHE TË MBETURINAVE INDUSTRIALE DHE URBANE DISERTACION TEMA APLIKIMI I TEKNIKAVE TË MODELIMIT DHE SIMULIMIT TË PROCESEVE PËR KARAKTERIZIMIN OPTIMAL TË NAFTAVE BRUTO TË VENDIT TONË Kanditati M.Sc. Xhaklina Cani Udhëheqës Shkencor Prof.Assoc.Dr. Ismet Beqiraj Tiranë, 2016 i

2 UNIVERSITETI I TIRANËS FAKULTETI I SHKENCAVE TË NATYRËS DEPARTAMENTI I KIMISË INDUSTRIALE Disertacion i paraqitur nga M.Sc.Xhaklina Cani Për marrjen e gradës shkencore DOKTOR Tema: Aplikimi i teknikave të modelimit dhe simulimit të proceseve për karakterizimin optimal të naftave bruto të vendit tonë Udhëheqës shkencor: Prof.Assoc.Dr. Ismet Beqiraj Mbrohet më dt../../. para jurisë: 1.Kryetar.. 2.Anëtar (oponent). 3.Anëtar (oponent). 4.Anëtar.. 5.Anëtar.. ii

3 Falenderime Me shumë kënaqësi do të doja të shprehja falenderimet e mia të sinqerta për të gjithë ata që më ndihmuan dhe më mbështetën gjatë realizimit të këtij studimi. Së pari dua të shpreh mirënjohjen time për udhëheqësin shkencor të kësaj doktorature Prof.Assoc.Dr. Ismet Beqiraj, për udhëzimet e paçmuara gjatë këtij studimi. Do të doja ta falenderoja për ndihmën e pakyrsyer dhe mbështetjen që më ka ofruar gjatë këtyre viteve punë. Dua gjithashtu të shpreh falenderime të veçanta për Accad.Asoc.Prof.Dr.Ilirjan Malollari, i cili me përkushtim të veçantë më ofroi mbështetje për realizimin e këtij studimi dhe për mundësinë e realizimit të disa eksperimenteve në universitetin e Shkupit Maqedoni, gjithashtu dhe për mundësinë e përdorimit të programeve të avancuara të simulimit Aspen HYSYS. E falenderoj për sygjerimet e tij të vlefshme dhe e konsideroj veten me fat që kam punuar me profesorin e nderuar i cili i ka kushtuar një vëmëndje të veçantë këtij studimi. Një falenderimi i veçantë për Prof.Dr. Spiro Drushkun për sugjerimet, mendimet e tij gjithmonë të vlefshme në fushën kërkimore dhe për ndihmën në plotësimin e dokumentacionit për mbrojtje Ky studim nuk do të ishte i mundur pa ndihmën dhe bashkëpunimin me Kompaninë Bankers, për kryerjen e disa analizave eksperimentale në laboratorët e tyre dhe gjithashtu krijimin e mundësisë së bashkëpunimit me laboratorët e huaj në Londër dhe Itali. Dua të falenderoj punonjësit e Albpetrolit dhe kompanisë Transatlantik për mikpritjen dhe ndihmën e tyre në marrjen e mostrave të naftës bruto. Gjithashtu për realizimin e analizave më gaz kromatograf falenderoj Prof. As.Aurel Nuro dhe Prof.Kostë Koçi si pioner i metodave gaz kromatografike. Falenderoj kolegët e mi për mbështetjen dhe inkurajimin gjatë gjithë kohës së studimeve të doktoraturës. Dua të falenderoj dy laborantët Arjan Prifti, Shpëtim Çuko të seksionit të inxhinerisë kimike dhe TKO dhe studentët e mi që më ndihmuan në realizimin praktik të disa eksperimenteve të këtij studimi. Ja dedikoj këtë studim prindërve dhe vëllait tim të cilët kanë qenë ndjekës të veprimtarisë sime. I falenderoj për dashurinë, mbështetjen dhe durimin e tyre. Që nuk janë lodhur asnjëherë dhe që kanë qenë gjithmonë të pranishëm në çdo vendim timin dhe më kanë ndihmuar që ëndërrat e mia të bëhen realitet. iii

4 PËRMBLEDHJE Në këtë studim paraqiten teknika të ndryshme modelimi dhe simulimi për karakterizimin optimal të naftave bruto në vendin tonë. Për të realizuar këtë qëllim në fillim është bërë karakterizimi i naftës bruto me anë të dy metodave kryesore. Karakterizimi i naftës bruto është një nga çështjet më të rëndësishme, sepse përcaktimi i natyrës kimike të naftës, përbërja e saj dhe parametrat fizikë në kushte të ndryshme temperature dhe presioni kanë një vlerë kryesore në rafineri. Për të bërë karakterizimin e naftës bruto në këtë studim janë përdorur dy metoda: (1) Karakterizimi mbi bazën e treguesëve fiziko- kimikë dhe (2) Karakterizimi me anë të programit Aspen HYSYS. Për të dyja metodat fillimisht janë realizuar disa eksperimente për të përcaktuar karakteristikat fiziko-kimike të naftës bruto dhe të fraksioneve të saj. Karakteristikat fiziko-kimike përfshijnë kryesisht përcaktimin e klasave të hidrokarbureve në naftën bruto (hidrokarburet naftenike, olefinike, parafinike dhe aromatike). Sipas metodës së dytë të karakterizimit me programin Aspen HYSYS janë përcaktuar komponentët përbërës (pseudokomponentët) të secilës prej naftave bruto të vendburimeve të tona. Në të dyja metodat e karakterizimit është përcaktuar faktori i karakterizimit për të bërë një klasifikim të naftave bruto të vendit tonë. Në këtë dizertacion gjithashtu propozohet një proçedurë simulimi për impiantin e distilimit atmosferik të përpunimit të naftës bruto, duke propozuar skemën më optimale për të prodhuar në sasi më të madhe produktet e lehta duke u nisur nga një naftë e një vendburimi të caktuar. Në këtë proçedurë jemi bazuar në procesin e distilimit atmosferik sepse është njësia e parë kryesore në përpunimin e naftës bruto në rafineri. Nga rezultati i simulimit janë përcaktuar kushtet optimale të operimit dhë është përcaktuar vendburimi me naftën më efikase për të arritur kushte optimale të procesit. Fjalë kyçe: karakterizim, karakteristika fiziko-kimike, pseudokomponentë, modelimsimulim, optimizim, Aspen HYSYS, distilim atmosferik. iv

5 ABSTRACT In this study are presented different modeling and simulation techniques for optimal characterization of crude oil in our country. To realize this aim is made the characterization of crude oil by two main methods. Characterization of crude oil is one of the most important issues for the determination of the chemical nature of the oil, its composition and physical parameters under different temperature and pressure have a major value in refineries. For crude oil characterization are used two methods: (1) Characterization based on physico-chemical characteristics and (2) Characterization bazed on Aspen HYSYS softwar. For both methods are primarily carried out several experiments to determine the physico-chemical characteristics of crude oil and its fractions. Physico-chemical characteristics include mainly the determining of hydrocarbons classes in crude oil (naphtenic, paraffinic and aromatic hydrocarbons). According to the second method of characterization with Aspen HYSYS are determined the component (pseudocomponent) of each crude oil to our oil fileds. In both characterization methods is determined the characterization factor for classification of crude oil to our country. In this dissertation it is proposed also a simulation methods for atmospheric crude oil tower, by proposing optimal scheme to produce a greater quantities of light products from a certain oil field crude. By the simulation results are determined optimal operating conditions and also is determined the more efficiently crude oil to achieve optimal process conditions. Key words: characterization, physico-chemical characteristics, pseudocomponents, modeling-simulation, optimization, Aspen HYSYS,atmospheric distillation. v

6 PASQYRA E LËNDËS FALENDERIME iii PËRMBLEDHJE iv ABSTRACT.. LISTA E FIGURAVE LISTA E TABELAVE... SIMBOLET HYRJE... v xiii xviii xxi xxiii KAPITULLI 1 NAFTA DHE PËRBËRJA KIMIKE E SAJ 1.1 Përbërja kimike e naftave bruto Hidrokarburet përbërëse të naftës Alkanet e ngopura (parafina dhe izoparafina) Cikloalkanet (ciklet e ngopura) Hidrokarburet olefinikë (hidrokarburet e pangopura) Aromatikët ( Arenet ) (monociklikë dhe policiklikë) Hidrokarburët e pangopura me natyrë alkenike dhe cikloalkenike Komponimet jo hidrokarbure në naftën bruto Komponimet me squfur Komponimet me azot ( N ) Komponimet me oksigjen Substancat minerale Klasifikimi i naftave bruto Klasifikimi sipas përbërjes kimike Klasifikimi i naftave sipas përmbajtjes fraksionare Klasifikimi i naftave sipas përmbajtjes vi së squfurit... 7

7 1.8.4 Klasifikimi i naftave sipas përmbajtjes së lëndëve rrëshinore Klasifikimi i naftave sipas përmbajtjes së parafinës në mazut Klasifikimi i naftave sipas cilësisë së benzinës Klasifikimi i naftave sipas cilësisë së vajgurit Klasifikimi i naftave sipas cilësisë së vajrave Klasifikimi teknologjik Nënproduktet e naftës Nënproduktet e gazta të naftës Nënproduktet e lëngshme të naftës Benzinat Vajguri ( Kerosina ) Gazoili Vajrat Mazuti Parafina Distilatet e mesme Distilatet e rënda Gudroni ( asfaltet, bitumet) Dylli i naftës Karakterizimi i nënprodukteve të naftës bruto Karakterizimi mbi bazën e treguesëve fiziko-kimikë Karakteristikat kryesore fiziko-kimike të naftës bruto Densiteti Përmbajtja e squfurit Pika e rrjedhjes Pika e flakërimit Pika e anilinës vii

8 Mbetja e karbonit Konradson Kurbat e vërteta të vlimit (TVV) Sedimentet Përmbajtja e ujit Viskoziteti Squfuri në formën e merkaptaneve Përcaktimi i komponimeve elementare (Ni, Fe dhe V) Përmbajtja e klorureve Karakteristikat fraksionale Komponimet aromatikët, olefinat dhe komponimet e ngopura Përbërja e C S.A.R.A. Metoda analitike Karakteristika të tjera të naftës bruto Karakterezimi me anë të simulatorit Aspen HYSYS Literatura 17 KAPITULLI 2 HISTORIKU I ZHVILLIMIT TËINDUSTRISË SË NAFTËS NË SHQIPËRI DHE INFRASTRUKTURA 2.1 Historiku i zhvillimit të industrisë së naftës në Shqipëri Shtrirja gjeografike dhe vendburimet kryesore në Shqipëri Iventari i infrastrukturës teknike Të dhëna historike të përcaktimit të treguesëve fiziko-kimikë Literatura viii

9 KAPITULLI 3 PJESA EKSPERIMENTALE MATERIALI DHE METODOLOGJIA E PËRDORUR PËR KARAKTERIZIMIN E NAFTAVE BRUTO 3.1 Përcaktimi i vendmostrimeve dhe bllok-skema e realizimit të eksperimenteve Materiali dhe metodat Karakterizimi mbi bazën e të dhënave fiziko-kimike Karakterizimi me anë të simulimit Vetitë fizike për modelimin e proçesit Literatura 32 KAPITULLI 4 KARAKTERISTIKAT FIZIKO-KIMIKË TË NAFTËS SIPAS VENDBURIMEVE NË SHQIPËRI 4.1 Karakteristikat fiziko-kimike të mostrave të naftës bruto në dalje 34 të puseve Përmbajtja e ujit dhe e sedimenteve të mostrave në dalje të 34 puseve Densiteti mostrave në dalje të puseve Përmbajtja e sedimenteve të mostrave të naftës bruto në dalje të puseve Viskoziteti kinematik në temperaturat (30 C, 40 C dhe 50 C) të mostrave të naftës bruto në dalje të puseve Karakteristikat fiziko-kimike të mostrave të grupeve të naftës Densiteti i naftave bruto të mostrave të grupeve të naftës Përmbajtja e ujit dhe e sedimenteve të naftave bruto në dalje të grupeve të naftë Përmbajtja e ujit të naftave bruto të grupeve të naftës së vendburimit Marinzë Viskoziteti i mostrave të naftës bruto të grupeve të naftës Përmbajtja e sedimenteve (%) të mostrave të grupeve të naftës (Pad-D,Pad-H ) në zonën Patos-Marinzë ix

10 4.3 Karakteristikat fiziko-kimike të naftave bruto të impianteve të dekantimit Densiteti relativ ( ) i mostrave të impianteve të dekantimit Përmbajtja e ujit në impiantet e dekantimit Viskoziteti kinematik i mostrave për impiantin e dekantimit të zonës Patos-Marinzë Krahasimi i vlerave fiziko-kimike të përcaktuara midis mostrave të grupeve të naftës dhe impiantit të dekantimit Përmbajtja e sedimenteve (%)në impiantin e dekantimit në zonën Patos-Marinzë, rezultate dhe diskutime Përmbajtja e klorureve, rezultate dhe diskutime Distilimi laboratorik i naftës bruto dhe përcaktimi i kurbave të vërteta të distilimit Metodika e distilimit Rezultate dhe diskutime Densiteti dhe viskoziteti i secilit prej fraksioneve të përftuara gjatë distilimit Bilancet materiale të mostrave të distiluara Literatura 61 KAPITULLI 5 PËRCAKTIMI I KLASAVE TË HIDROKARBUREVE NË NAFTAT BRUTO ME ANË TËGAZ KROMATOGRAFISË 5.1 Metodika e përdorur Kromatogramet për mostrat e naftës bruto Kromatogramet e fraksioneve të naftave bruto të distiluara Rezultate dhe diskutime Përmbajtja e fraksioneve në kromatogramet e mostrave totale Përcaktimi i karakteristikave fiziko-kimike të vendburimit të Marinzës Përmbajtja e ujit dhe sedimenteve para dhe pas pastrimit. 79 x

11 5.3.2 Karakteristikat fiziko-kimike të naftës bruto të impiantit të dekantimit në vendburimin e Marinzës Analiza e fraksioneve të naftës Analiza e rezultateve të distilimit, kurbat e vërteta të vlimit, për naftën bruto të impiantit të dekantimit Përcaktimi i komponentëve përbërës me anë të Gaz Kromatografisë të mostrave të vendburimit të Marinzës Të dhënat e gaz kromatografisë për pusin 5190 të zonës së Marinzës Të dhënat gaz kromatografike për impiantin e dekantimit Marinzë, rezultate dhe diskutime Krahasimi i të dhënave eksperimentale aktuale dhe të dhënave historike, rezultate dhe diskutime Literatura 98 KAPITULLI 6 KARAKTERIZIMI I NAFTAVE BRUTO 6.1 Karakterizimi me anë të llogaritjeve në bazë të treguesëve fiziko-kimikë Karakterizimi i nënprodukteve të naftës bruto me anë të programit Aspen HYSYS Rezultate dhe diskutime Literatura 114 KAPITULLI 7 SIMULIMI I NJE IMPIANTI PËRPUNIMI DISTILIMI ATMOSFERIK TË NAFTAVE BRUTO TË VENDIT TONË 7.1 Hyrje Distilimi atmosferik Projektimi i kolonës së distilimit Bilanci i përgjithshëm material Bilanci material i komponentëve 118 xi

12 Bilancet energjetike Njësitë e pajisjeve në skemën e distilimit atmosferik në simulatorin Aspen HYSYS Ndarësit anësorë Shkëmbyesit anësorë të nxehtësisë Procedura e simulimit për procesin pa paratrajtim Rezultate dhe diskutime Procesi i simulimit për skemën me seksionin e paratrajtimit Rezultate dhe diskutime Literatura PËRFUNDIME DHE REKOMANDIME SHTOJCA A SHTOJCA B.. SHTOJCA C.. ARTIKUJ SHKENCORË DHE KONFERENCA xii

13 LISTA E FIGURAVE Fig.1.1 Aparati Anton Paar, SVM 300 për përcaktimin e densitetit. 12 Fig.1.2 Ndarja e ujit dhe e mbetjeve të ngurta me anë të centrifugës 14 Fig.1.3 Diagrama skematike për analizën S.A.R.A.. 15 Fig.2.1 Fig.2.2 Shtrirja gjeografike e vendburimeve kryesore të naftës dhe gazit në Shqipëri... Kontributi i operatorëve kryesorë që operojnë në sektorin hidrokarburor për periudhën (ton/vit) Fig.3.1 Bllok-skema e realizimit të pjesës eksperimentale. 26 Fig.3.2 Hapat teknologjike të trajtimit paraprak të naftës bruto deri në rafineri Fig.3.3 Mostrat e naftave bruto 28 Fig.4.1 Metoda e përcaktimit të përmbajtjes së ujit 34 Fig.4.2 Përqindja e ujit (%) në mostrat përkatëse të naftës bruto në emulsion. 35 Fig.4.3 Fig.4.4 Fig.4.5 Fig.4.6 Fig.4.7 Varacion i densitetit në API të mostrave të naftës bruto në dalje të puseve sipas vendburimeve përkatëse. Përmbatja e sedimenteve (%) në dalje të puseve në zonat Marinzë dhe Belinë Përmbatja e sedimenteve (%) në dalje të puseve në zonat e Sheqishtes dhe Kallmit... Përmbajtja e sedimenteve (%) për katër zonat naftëmbajtëse, (Marinzë, Belinë, Kallm dhe Sheqishte).. Varacion i viskozitetit kinematik (30 C, 40 C, 50 C), i naftës bruto të puseve në vendburimet Belinë, Sheqishte, Marinzë dhe Kallm Fig.4.8 Densiteti (gr/cm 3 ) për mostrat përfaqësuese të naftës bruto të vendburimeve Kallm, Marinzë, Sheqishte dhe Belinë. 42 Fig.4.9 Përqindja e ujit në Padin D para dhe pas trajtimit 43 Fig.4.10 Përqindja e ujit në Padin H para dhe pas trajtimit 43 Fig.4.11 Vlerat e viskozitetit dinamik dhe kinematik të mostrave të grupeve të naftës 44 Fig.4.12 Viskoziteti kinematik në Padin D të vendburimit Marinzë 46 xiii

14 Fig.4.13 Viskoziteti kinematik për Padin H të vendburimit Marinzë.. 46 Fig.4.14 Fig.4.15 Fig.4.16 Fig.4.17 Përmbajtja e sedimenteve (%) të mostrave të grupeve të naftës së zonës Patos-Marinzë. Paraqitja grafike e densiteteve (gr/cm 3 ) për grupet dhe impiantet e dekantimit të naftës bruto. Përqindja e ujit në impiantin e dekantimit të zonës Patos-Marinzë para dhe pas trajtimit Viskoziteti kinematik i naftës bruto në impiantin e dekantimit të vendburimit Marinzë , 56 Fig.4.18 Krahasimi i densitetit relative ( d ) dhe densitetit në API në Padet 15,56 D, H dhe impiantin e dekantimit 50 Fig.4.19 Fig.4.20 Krahasimi i viskozitetit kinematik në Padet H,D dhe në impiantin e dekantimit (30 C, 40 C, 50 C dhe 60 C ).. Krahasimi i përmbajtjes së sedimenteve (%) në grupet dhe impiatin e dekantimit të zonës Patos-Marinzë Fig.4.21 Përmbajtja në mg/l e klorureve të lidhur me naftën. 53 Fig.4.22 Përmbajtja e klorureve (mg/l) në zonat e Marinzës, Sheqishtes, Kallmit dhe Belinës Fig.4.23 Përmbajtja e klorureve në ujin e lirë, (mg/l). 54 Fig.4.24 Aparat i distilimit Engler(ASTM D86) 55 Fig.4.25 Fig.4.26 Fig.4.27 Fig.4.28 Fig.5.1 Fig.5.2 Paraqitja e kurbave të distilimit të mostravetë impianteve të dekantimit Fraksionet (5 ml)e distilimit të përzjerjes Cakran-Drenovë- Visokë. Paraqitja grafike e densiteteve të fraksioneve të mostrës Cakran- Drenovë- Visokë Paraqitja e disa mostrave të fraksioneve të përftuara gjatë procesit të distilimit Gaz kromatografi Varian 450 GC, i pajisur me injektor PTV dhe dedektor me jonizim në flakë (FID)... Fraksioni i parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M1 (Kuçovë, impiant dekantimi) xiv

15 Fig.5.3 Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M1 (Kuçovë, impiant dekantimi) Fig.5.4 Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - >370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M1 (Kuçovë, impiant dekantimi) Fig.5.5 Fig.5.6 Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M2(Cakran-Drenovë, impiant dekantimi)... Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M2 (Cakran-Drenovë, impiant dekantimi) Fig.5.7 Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M2 (Cakran-Drenovë, impiant dekantimi) Fig.5.8 Fig.5.9 Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M3 (Visokë, impiant dekantimi)... Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M3 (Visokë, impiant dekantimi) Fig.5.10 Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M3 (Visokë, impiant dekantimi) Fig.5.11 Fig.5.12 Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M4 (Marinzë, impiant dekantimi). Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M4 (Marinzë, impiant dekantimi) Fig.5.13 Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M4 (Marinzë, impiant dekantimi) Fig.5.14 Fig.5.15 Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M5 (Gorisht, impiant dekantimi).. Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M5 (Gorisht, impiant dekantimi) Fig.5.16 Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M5 (Gorisht, impiant dekantimi) Fig.5.17 Fig.5.18 Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M6 (Ballsh, para impiantit të dekantimit)... Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M6 (Ballsh, para impiantit të dekantimit) xv

16 Fig.5.19 Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M6 (Ballsh, para impiantit të dekantimit) Fig.5.20 Fig.5.21 Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M7 (Kuçovë, para impiantit të dekantimit)... Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M7 (Kuçovë, para impiantit të dekantimit) Fig.5.22 Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M7 (Kuçovë, para impiantit të dekantimi) Fig.5.23 Përmbatja e BTEX naftat në bruto të vendburimeve tona Fig.5.24 Përmbatja e n-alkaneve të naftave bruto të vendburimeve tona.. 74 Fig.5.25 Përmbatja e HPA (%) të naftave bruto të vendburimeve tona 74 Fig.5.26 Fig.5.27 Fig.5.28 Përmbajtja e BTEX, n-alkaneve dhe HPA për vendburimet e naftave bruto të studiuara.. Përmbajtja e komponimeve kryesore të mostrave të analizuara me GC. Përmbajtja e S&Ujë (%) para dhe pas trajtimit të naftës bruto për vendburimin e Marinzës Fig.5.29 Fig.5.30 Fig.5.31 Fig.5.32 Fig.5.33 Fig.6.1 Viskoziteti i naftave bruto të vendburimit të Marinzës, (30 C, 50 C, 70 C) Përmbajtja e squfurit totale për fraksionet e mostrës përfaqësuese të vendburimit të Marinzës.. Densiteti në 15 C (kg/m3), densiteti në API, përmbajtja e squfurit dhe azotit (%, m/m)... Lakorja eksperimentale e temperaturave të vërteta të vlimit (TVV) për fraksionet e naftës bruto. Fraksioni molar i komponimeve në fraksion molar të pusit 5190 të zonës së Marinzës. Përcaktimi i pseudokomponentëve dhe karakterisitikat për secilin prej tyre me anë të simulatorit Aspen HYSYS Fig.6.2 Klasat përbërëse të mostrës së impiantit të dekantimit Kuçovë. 104 xvi

17 Fig.6.3 Fig.6.4 Kurbat e distilimit të naftave bruto të përcaktuara në standarte të ndryshme me anë të Aspen HYSYS në shtatë vendburimet e vendit tone... Krahasimi midis kurbave të distilimit në hyrje dhe kurbës se distilimit të llogaritue nga Aspen HYSYS Fig.7.1 Impianti i distilimit atmosferik 117 Fig.7.2 Ekulibri i përgjithshëm nëpjatë Fig.7.3 Fig.7.4 Fig.7.5 Fig.7.6 Skema e simulimit në Aspen HYSYS për përpunimin e naftës bruto për seksionin e distilimit atmosferik Skema e simulimit në Aspen HYSYS për përpunimin e naftës bruto, në të cilën përfshihet dhe procesi i paratrajtimit.. Skema e simulimit në të cilën produktet e lehta dërgohen në kolonën kryesore Skema e simulimit në të cilën produktet e lehta nuk dërgohen në kolonënkryesore Fig.7.7 Instalimi kolonës parafraksionuese në Aspen HYSYS 122 Fig.7.8 Fig.7.9 Profili i temperaturës (a), profili i presionit (b) dhe shpejtësive të rrjedhjes së avullit dhe lëngut (c), për naftën e vendburimit të Marinzës.. Paraqitja e kolonës së distilimit atmosferik me pjesët përbërëse të saj, për procesin me paratrajtim të naftës bruto xvii

18 Tab.2.1 LISTA E TABELAVE Situata e inventarit në puse, grupe dhe impiante dekantimi në vitin Tab.2.2 Karakteristikat e naftave të vendburimeve në Shqipëri 23 Tab.2.3 Përqindja e produkteve në nafta 24 Tab.2.4 Përbërja e fraksionit deri në 200 C të disa naftave të vendit tonë Tab.4.1 Përmbajtja në % e ujit dhe e sedimenteve në puse në thellësinë dhe shtresat përkatëse. 35 Tab.4.2 Rezultatet e densitetit për zonën Patos-Marinzë.. 36 Tab.4.3 Varacion i viskozitetit kinematik i naftës bruto nga puset pas pastrimit në 30 C, 40 C, 50 C.. 39 Tab.4.4 Varacion i densitetit të naftës bruto i grupeve të vendburimeve tona, (në API dhe g/cm 3 në C).. 15, 56 Tab.4.5 Densiteti në API dhe densiteti d të mostrave të naftës bruto në 15,56 grupet e vogla (Sheqishte, Kallm, Belinë dhe Marinzë) Tab.4.6 Përmbatja e ujit dhe e sedimenteve për mostrat e grupeve të naftës. 42 Tab.4.7 Viskoziteti kinematik për Padet e vogla në temperaturat 30 C, 40 C, 50 C, 60 C për vendburimet Kallm, Marinzë, Sheqishte dhe Belinës. 45 Tab.4.8 Densiteti relativ i mostrave të impianteve të dekantimit (gr/cm 3 ) 47 Tab.4.9 Densiteti (gr/cm 3 ) për disa vendburime në vendin tonë.. 48 Tab.4.10 Rezulatet e distilimit Engler për 100 ml distilat të mostrës së Gorishtit 56 Tab.4.11 Rezultatet e distilimit Engler për 60 ml distilat të mostrës së Gorishtit 56 Tab.4.12 Rezulatet e distilimit Engler për mostrën Cakran Drenovë, për 100 ml distilat.. 57 Tab.4.13 Tabela e rezultateve të mostrave të distiluara të impianteve të dekantimit 61 Tab.5.1 Emërtimi i mostrave të naftës bruto për analizën me gaz kromatograf. 64 Tab.5.2 Tab.5.3 Komponimet përbërëse të fraksioneve të përftuara nga distilimi i mostrave të naftës bruto. Përqëndrimet e secilit prej tre fraksioneve për kromatogramet e mostrave totale xviii

19 Tab.5.4 Karakteristikat fiziko - kimike të vendburimittë Marinzës 78 Tab.5.5 Përmbajtja e ujit dhe sedimenteve para dhe pas pastrimit.. 79 Tab.5.6 Densiteti në 15.6 C, densiteti në API dhe viskoziteti 81 Tab.5.7 Tab.5.8 Tab.5.9 Tab.5.10 Përmbledhje e karakteristikave të naftës bruto të vendburimit të Marinzës. Karakteristikat e mostrës së naftës bruto totale të vendburimit të Marinzës. Përqindjet në masë dhe në vëllim, dhe densiteti i fraksioneve të naftës bruto të impiantit të dekantimit, vendburimi Marinzë. Karakteristikat e fraksioneve të naftës bruto, të analizuara me metodat përkatëse Tab.5.11 Rezultatet e distilimit të naftës bruto, me metodën ASTM D Tab.5.12 Përmbajtja e nafteneve dhe aromatikëve për pusin 5190 në Marinzë.. 91 Tab.5.13 Tab.5.14 Përmbajtja e nafteneve dhe aromatikëve për impiantin e dekantimit në zonën e Marinzës. Përmbledhje e të dhënave të gaz kromatografisë për naftat bruto të zonës së Marinzës Tab.6.1 Klasifikimi i naftave në varësi të faktorit të karakterizimit. 99 Tab.6.2 Varësia e temperaturës nga %vëllimore për mostrën e Kuçovës. 100 Tab.6.3 Densiteti (15 C), densiteti në API, viskoziteti, faktori i karakterizimit, T k dhe P k për mostrën e Kuçovës Tab.6.4 Të dhënat përmbledhëse të temperaturave përkatëse Tab.6.5 Tab.6.6 Tab.6.7 Tab.6.8 Faktori i karakterizimit për mostrat e fraksioneve të naftave bruto të vendburimeve Cakran-Drenovë-Visokë dhe Ballsh Faktori i karakterizimit për mostrat e fraksioneve të naftave bruto të vendburimeve Kuçovë, Cakran-Drenovë, Visokë, Marinzë dhe Gorisht, Imp.dekantimi Rezulatet e klasave përbërëse të mostrave të analizuara me Aspen HYSYS, (përbërje fraksionale) Komponentët përbërëse të naftave bruto të vendburimeve në Shqipëri, (fraksion molar) xix

20 Tab.6.9 Tab.6.10 Faktori Watson përçdo pseudokomponent të përcaktuar për secilin vendburim Përmbajtja e komponimeve të lehta nga rezultatet e karakterizimit me Aspen HYSYS Tab.7.1 Të dhënat për ndarësit anësorë. 123 Tab.7.2 Të dhënat për shkëmbyesit anësorë të nxehtësisë 124 Tab.7.3 Të dhënat e simulimit për shpejtësitë e rrjedhjeve të rrymave hyrëse dhe dalëse në kolonën e distilimit 128 Tab.7.4 Sasia e nxehtësise për secilin prej produkteve të përftuara. 129 Tab.7.5 Tab.7.6 Të dhënat e simulimit për procesin që përfshin seksionin e paratrajtimit.. Krahasimet midis skemave të simulimit pa paratrajtim dhe me paratrajtim të naftës bruto xx

21 SIMBOLET F.V Temperatura fillestare e fillimit të vlimit në distilimin e naftës bruto P.F Temperatura përfundimtare e vlimit në distilimin e naftës bruto Q.P.N Qëndra e përpunimit të naftës Q.T.N.G Qëndra e tregtimit të naftës dhe gazit Q.P.G. Qëndra e përpunimit të gazit wt% Përqindje peshe K avg Faktori Watson Murphy T Bavg Temperatura mesatare e vlimit sp.gr avg Densiteti specifik në 15.5 MW Masa molekulare (g/mol) SG Densiteti specifik T b Temperature e vlimit, ( K SG M Densiteti specifik mesatar 0 T c Temperatura kritike, K Koeficient për shpërndarjen Beta T Temperatura, K x i Fraksioni në faze të lëngët y i Fraksioni në faze të gaztë w Faktori acentrik F i Ushqimi që hyn nëçdo pjatë L i Sasia e lëndës në faze të lëngët që hyn në çdo pjatë K i Raporti x i /y i PC Kompjuter wt % Përqindje peshe TVV Temperaturat e vërteta ë vlimit TBP Kurba e temperaturës së vlimit për naftën bruto F.V Pika e fillimit të vlimit P.F Pika e fundit e vlimit ASTM American Society of the International Association for Testing and Materials EOS Modele Simulimi për ekuacionin e gjendjes SG Densiteti specifik HAP Hidrokarburet Aromatike Policiklike BTEX Bernzen, toluene, etilen dhe ksilen M1 Mostra Kucovë, Sek.4, Depo 2 M2 Mostra Cakran-Drenovë M3 Mostra Visokë M4 Mostra Marinzë xxi

22 M5 Mostra Gorisht M6 Mostra Ballsh (para impiantit të dekantimit) M7 Mostra Kuçovë (para impiantit të dekantimit) AIPA, SIMSA Shoqëri Italiane F.K Faktori i Karakterizimit G.C Gaz kromatograf HPA Naftalene, Fenantrene, Fluorene, Krizene HPA Acenaftilene, Antracene, Pirene, Benzo[b] fluorantrene, benzo[k] fluorantrene, Perilene, Benzo[a] antracene, Indeo[123cd] Pirene, Dibenzo[ab] antracene, benzo[ghi] perilene BTEX Benzen, toluene, etilbenzen, ksilen I.D Impiant Dekantimi Pad Grupe nafte (përfaqësojnë disa puse në një tank të vetëm) GC Gaz kromatograf IP Standarti IEC ndryshe interpretohet si standadart IP xxii

23 HYRJE Qëllim teorik dhe shkencor i doktoraturës është hulumtimi në sektorin hidrokarburë të burimeve natyrore të vendit tonë, përcaktimi i përbërjes kimike të naftave tona bruto, si një nga lëndët energjetike fosile me rëndësi strategjike për ekonominë kombëtare. Karakterizimi i naftës bruto është një nga çështjet më të rëndësishme të përpunimit të saj, sepse përcaktimi i natyrës kimike të naftës, përbërja e saj dhe parametrat fizikë në kushte të ndryshme temperature dhe presioni kanë një vlerë kryesore në rafineri. Përmes karakterizimit mund të përcaktohen parametrat kryesorë që nevojiten për vlerësimin e treguesëve fizikë dhe termodinamikë, si dhe përcaktohen komponentët përbërës të fraksioneve të naftës nga të dhëna eksperimentale në laborator. Karakterizimi i naftës bruto është i rëndësishëm për të identifikuar natyrën kimike të naftës, përbërjen e saj dhe parametrat fizikë në kushte të ndryshme temperature dhe presioni. Tradicionalisht karakterizimi është bërë duke përcaktuar densitetin, por duhen më shumë të dhëna për të kuptuar dhe vlerësuar karakterizimin e naftës bruto. Këto karakteristika të tjera fiziko-kimike janë të rëndësishme në projektimin dhe operimin e pothuajse çdo pajisje në industrinë e naftës. Prandaj në fillim janë përcaktuar disa karakteristika fizikokimike të naftës bruto dhe të fraksioneve të përftuara gjatë distilimit Engler. Këto karakteristika përfshijnë kurbat e vërteta të vlimit, viskozitetin, peshën molekulare, temperaturën mesatare molare, temperaturën mesatare të mesatarizuar, temperaturën mesatare të vlimit, faktorin e karakterizimit dhe temperaturën kritike. Për të bërë karakterizimin e naftës bruto në këtë studim janë përdorur dy metoda: 1. Karakterizimi mbi bazën e treguesëve fiziko- kimikë 2. Karakterizimi me anë të simulimit. Të dyja metodat që përdoren bazohen në përcaktimin e faktorit të karakterizimit për karakterizimin e naftës bruto. Për karakterizimin e naftës bruto me metodën e parë jemi bazuar në përcaktimin e klasave të hidrokarbureve parafinike, naftenike dhe aromatike, në përcaktimin e masës molekulare dhe në përcaktimin e faktorit të karakterizimit. Ndërsa më metodën e dytë është paraqitur një metodë e re e karakterizimit të fraksioneve të naftës bruto duke përdorur një program simulimi Aspen HYSYS. Me anë të programit kemi përcaktuar pseudokomponentët përbërës të naftës bruto, të cilët kanë një temperaturë të caktuar vlimi, dhe karakteristikat termodinamike për secilin prej tyre. Në këtë studim janë paraqitur dhe dy teknika aplikimi modelesh për optimizimin e procesit të përpunimit të naftës bruto në rafineri duke përdorur simulatorin Aspen Hysys. Jemi bazuar në procesin e distilimit atmosferik sepse është njësia e parë kryesore në përpunimin e naftës bruto në rafineri. Në këtë disertacion propozohet një proçedurë simulimi për të përcaktuar skemën më optimale të përpunimit të naftës në rafineri. Me anë të kësaj procedurë janë përcaktuar saktësisht kushtet e operimit të kolonës si një funksion i parametrave të projektimit. xxiii

24 Skemat e simulimit të përdorura përmbajnë një kolonë parafraksionimi, ndarësit anësorë në pjesën anësore të kolonës së distilimit atmosferik, të cilët përmbajnë 4-6 pjata, shkëmbyesit e nxehtësisë anësorë të kolonës kryesore të distilimit atmosferik. Shkëmbyesit anësorë shërbejnë për kondensimin e një pjese të avujve kur kthehen në kolonë, duke rritur refluksin. Këto rryma shërbejnë për një shftytëzim efikas të energjisë. Ndërsa produktet e kolonës së distilimit përftohen duke përdorur ndarësit anësorë për një shfrytëzim të plotë të produkteve. Në njërën skemë simulimi procesi i përgjithshën nuk përfshin seksionin e paratrajtimit, ndërsa në skemën e dytë përfshihet seksioni i paratrajtimit. Janë bërë simulimet me Aspen HYSYS për të shtatë vendburimet kryesore të vendit tonë. Qëllimi i studimit është optimizimi i procesit duke zgjedhur modelet më optimale të përpunimit të naftës bruto në rafineri. Nga rezultati i simulimit janë përcaktuar kushtet optimale të operimit dhë është përcaktuar vendburimi me naftën më efikase për të arritur kushte optimale të procesit dhe gjithashtu janë përcaktuar komponentët përbërës (pseudokomponentët) të secilës prej naftave bruto të vendburimeve në Shqipëri. Në vijim është organizimi i disertacionit në kapituj. Kapitulli 1 paraqet një përmbledhje të shkurtër të komponimeve përbërëse të naftës bruto, kriteret kryesore të klasifikimit të saj, nënproduktet kryesore të naftës bruto, dy metodat kryesore të karakterizimit të përdorura në këtë studim dhe karakteristikat fizikokimike të analizave laboratorike. Kapitulli 2 paraqet historikun, shtrirjen gjeografike të vendburimeve naftë-nxjerrëse në Shqipëri, infrastrukturën teknike dhe disa të dhëna historike të përcaktimit të treguesëve fiziko-kimikë të naftës bruto. Kapitulli 3 paraqet përcaktimin e vendmostrimeve, metodologjinë e përgatitjes së mostrave të naftës bruto, metodologjinë për karakterizimin sipas të dhënave fizikokimike dhe metodologjinë për karakterizimin me anë të simulimit. Kapitulli 4 paraqet rezultatet e përcaktuara të karakteristikave fiziko-kimike të mostrave të naftës bruto në dalje të puseve, grupeve të naftës dhe impianteve të dekantimit (densiteti relativ, densiteti në API, viskoziteti kinematik dhe dinamik, përmbajtja e ujit dhe sedimenteve, përmbajtja e klorureve, kurbat e vërteta të distilimit) dhe bilancet materiale të mostrave të distiluara për të bërë një klasifikim të naftave bruto në bazë përmbajtjes së produkteve të bardha. Kapitulli 5 paraqet përcaktimin e klasave të hidrokarbureve parafinike, naftenike dhe aromatike në fraksionet e naftave bruto me anë të gaz kromatografit dhe gjithashtu krahasimin e të dhënave aktuale me ato historike të treguesëve fiziko-kimikë. Kryesisht në këtë kapitull janë përcaktuar shpërndarja e n-alkaneve, komponimeve aromatike dhe hidrokarbureve policiklike aromatike. Kapitulli 6 paraqet rezultatet e karakterizimit të naftave bruto në varësi të treguesëve fiziko-kimikë, rezultatet e karakterizmit me anë të simulimit dhe pseudokomponentët përbërës të naftave bruto me anë të programit Aspen HYSYS. xxiv

25 Kapitulli 7 paraqet simulimin e një impianti të distilimit atmosferik të përpunimit të naftës bruto duke hartuar skema të ndryshme simulimi në simulator. Gjithashtu është paraqitur skema më optimale për përpunimin e naftës bruto për disa nafta të vendburimeve në Shqipëri. xxv

26 KAPITULLI 1 NAFTA DHE PËRBËRJA KIMIKE E SAJ Nafta bruto është një lëng vizkoz me ngjyrë kafe në të zezë, me erë dhe shije karakteristike. Nafta bruto është një përzierje e pafundme hidrokarburësh. Ajo është lëndë strategjike energjetike, dhuratë për njeriun e evolucioneve miliona vjeçarë gjeologjike të botës organike.(raouf, 2012; Ceric, 2015). Naftat shtrihet në shtresa poroze dhe të përshkueshme, si: shtresa ranore, shtresa gëlqerore, shtresa argjilore. Nafta si rregull ndodhet në thellësi 500 deri në 3500 m. Rezervat kryesore ndodhen në thellësinë 800 deri në 3500 m (deri në 6000 m në Shqipëri). Shqipëria hynë në listën e vendeve me rezerva potenciale të burimeve hidrokarbure. Prodhimi gjithsej i naftës në vendin ton nga viti 1929 deri më 1 Janar 2015 është rreth ton naftë bruto. Trendi i prodhimit të naftës bruto në vend deri në vitin 1974 ishte me gradient në rritje, ku viti (1974) shënon dhe vitin e parë historik të prodhimit më të madh të naftës bruto, afërsisht 2,25 milion t v -1. Prodhimi i Gazit natyror arriti kulmin në vitin 1982 me 940 milion Nm 3 v -1, Ndërsa aktualisht prodhohet 8.2 milion Nm 3 v -1. Pas vitit 1974, prodhimi i naftës bruto, shënon vlera variabël e lidhur kjo me nivelin e investimeve në sektorin hidrokarbur, teknologjinë e zbatuar, si dhe me fuqinë konsumatore në vend. Prodhimi në vite i naftës bruto: Në vitin e parë të zbulimit të naftës (1929, Kuçovë) u prodhuan 750 ton, shfrytëzimi normal i vendburimit filloi më 1934 (ku u nxorrën 9240 ton naftë), ky vit mbahet si viti i fillimit të Industrisë së Nxjerrjes së Naftës në vendin tonë. Në vitin 1990 prodhimi i naftës bruto shënonte 1.1 milion t v -1. Ndërsa minimumi historik i prodhimit të naftës bruto arriti në vitin 2000 me rreth 315 mijë t v -1. Aktualisht (2015) ky prodhim shkon mbi milion t v -1. Rezervat gjeologjike të naftës të shfrytëzuara dhe ato në prespektivë në vendin tonë janë paraqitur si vijon: Rezervat gjeologjike të naftës: ton, Depozitime ranore: ton Depozitime gëlqerore ton Rezervat gjeologjike të gazit Nm Miljard Nm 3 Në depozitimet ranore 4.9 Miljard Nm 3 Në depozitimet ranore dhe gëlqerore Miljard Nm 3 Të nxjerrëshme me teknollogjitë egzistuese 80, 5 milion Ton, Janë nxjerrë deri në 01/01/ , 26 milion Ton, Rezervat e nxjershme të mbetura mbi 22, 24 milion Ton. Kofiçenti i shfrytëzimit aktual i shtresave naftëmbajtëse është rreth 20%. Koeficienti i naftënxjerrjes deri në vitin 2005 ka qënë: Ndaj rezervave gjeologjike 11.6% dhe, Ndaj rezervave të nxjerrshme 61.6%. 1

27 1.1 Përbërja kimike e naftave bruto Të gjitha komponimet që përbëhen nga C dhe H quhen Hidrokarbure. Pavarësisht orgjinave të tyre të gjitha naftat bruto janë të përbëra kryesisht nga hidrokarbure të përziera me sasi të ndryshme përbërësish të komponimeve të squfurit, azotit dhe oksigjenit. Nafta është një përzierje e hidrokarburëve (Ceric, 2015; Beqiraj, 2008) dhe komponimesh që përmbajnë heteroatome si: oksigjen, azot, squfur. Raporti i përbërësve në naftat bruto ndryshon nga njëri vendburim në tjetrin. Nafta bruto përbëhet kryesisht nga C dhe H, ku karboni arrin në masën %, hidrogjeni arrin në %, azoti 0,02-1,7%, oksigjeni 0,05 3.6%, squfuri 0,1 mbi 5%. Përmbajtja e papastërtive minerale është 0,1-0,3%, ndërsa e lagështisë deri në 2%. Aftësia termike (nxehtësia e djegies) e naftës është kj/kg. Nafta përbëhet nga katër fraksione: 1. Fraksioni i hidrokarbureve të ngopura 2. Fraksioni i hidrokarbureve aromatike 3. Fraksioni i rrëshirave 4. Fraksioni i asfalteneve 5. Pjesa tjetër është: Squfuri, Azoti, Oksigjeni. Gjithashtu në naftë ndodhen rreth 30 elemente metale dhe rreth 20 jometale si Ni, V, që ndodhen në trajtë të strukturave organike (profirinat) në sasi deri në disa qindra ppm. Në hirin e naftës gjenden dhe sasira shumë të vogla metalesh si: V, Ni, Fe, Ca, Na, K, Cu, Cl, I, Pb, S, As, etj. Përbërësit më të rëndë të naftës janë hidrokarburet, të cilët në naftat parafinike përbëjnë % të tyre, ndërsa në ato më të rënda përqëndrimi i tyre arrin edhe deri në 50 %. 1.2 Hidrokarburet përbërëse të naftës Hidrokarburet pjesëmarrës në naftë janë: Hidrokarburet e ngopura, hidrokarburet e pangopura, hidrokarburet naftenike dhe hidrokarburet aromatike. Pjesa tjetër si O2, N2, S, gjenden në formën e komponimeve të tyre. Komponimet që ndodhen në naftë bëjnë pjesë në grupet e mëposhtme të hidrokarbureve: alkanet e ngopura (parafina dhe izoparafina), cikloalkanet (cikloparafina), ciklet e pangopura jo benzolike (cikloolefina) dhe aromatikët (monociklikë dhe policiklikë) Alkanet e ngopura (parafina dhe izoparafina) Alkanet (hidrokarburet parafinikë) kanë formulë të përgjithshme CnH2n+2, me përfaqësues kryesorë: CH4, (metani),c2h6, (etani), C3H8, (propani), C4H10, (butani), etj. Ato ndodhen në naftë në gjëndje të tretur dhe në gjëndje të gaztë duke formuar gazin natyror dhe gazet shoqërues të naftës. Gazi natyror përbëhet nga metani % vëllimore dhe në mbetjen e tij ka etan, propan, butan. Gazet shoqërues përmbajnë propan, butan dhe hidrokarbure nga C₅ e lartë (fraksionii benzinës). Në përbërjen e gazit natyror dhe shoqërues hyjnë edhe H2S, N, CO2. Alkanet normale janë hidrokarbure që kanë lidhje zinxhir të drejtë pa degëzime. Alkanet me degëzime (izoparafinat) janë hidrokarburët e 2

28 ngopura me një alkil zëvendësues ose me një degëzim anash nga zinxhiri kryesor. Me rritjen e peshës molekulare të hidrokarburit rritet dhe numri i izomerëve; psh pentani (C5H12) ka tre izomerë; hekzani (C6H14) ka 5 izomerë, etj. Naftat bruto përmbajnë zinxhir normal shumë të shkurtër, mesatar dhe të gjatë dhe parafina të degëzuara Cikloalkanet (ciklet e ngopura) Hidrokarburet ciklikë të ngopura, normalisht njihen si naftene dhe janë pjesë përbërëse e hidrokarburëve të naftave bruto. Hidrokarburët naftenikë përbëjnë rreth 80 % të përbërjes së naftës. Naftenikët janë hidrokarburë ciklikë me vargje të mbyllura. Përfaqësuesi kryesor është ciklopentani dhe ciklohekzani. Nga hidrokarburët naftenikë të fraksioneve të lehta (benzinës) përftohen benzen, toluen, ksilen (hidrokarburët aromatikë). Cikloalkanet janë një pjesë e rëndësishme e naftës dhe gjatë përpunimit pjesa kryesore e tyre kalon në produktet e distilimit. Cikloalkanet e naftës i kanë të ndërtuara molekulat e tyre prej ciklesh kryesisht pesë dhe gjashtë atomike. Numri i cikleve varion nga 1-9 dhe këto mund të jenë të izoluara, të kondesuara dhe të dyja së bashku. Sa më shumë vargje të ketë hidrokarburi dhe sa më të gjata të jenë këto vargje aq më e vogël është përbërja e cikloalkaneve Hidrokarburet olefinikë (hidrokarburet e pangopura) Kanë formulë të përgjithshme: CnH2n me përfaqësues kryesorë: C2H4, (eten), C3H6, (propen), C4H8, (buten). Këto komponime gjenden në naftë në sasira të vogla. Hidrokarburet e pangopur nga C1 C4 janë gaze, mbi C4 janë lëngje, njihen dhe hikrokarburë të pangopur të ngurtë Aromatikët (Arenet) (monociklikë dhe policiklikë) Formula kryesore CnH2n-6. Përfaqësues të hidrokarbureve aromatikë janë; benzeni, ksileni dhe tolueni. Hidrokarburët aromatikë janë komponentë të rëndësishëm për benzinat (në benzinë shtohet % benzen, ksilen, toluen). Benzeni, tolueni dhe ksileni (BTX) janë përbërje aromatike monociklike të gjetura në sasi variabël tek naftat bruto. BTX (aromatikët) janë lënda e parë e rëndësishme për industrinë petrokimike. Hidrokarburët aromatike diciklike janë gjetur në fraksionet më të rënda të naftës. Hidrokarburet aromatikë triciklike dhe policiklike, në kombinim me përbërjet heterociklike janë pjesët kryesore përbërëse të mbetjeve bruto dhe të rënda të naftave. Si të tilla kemi: naftalinën, tetralina, 1,2 benzopirenin, etj. Asfaltenet janë një përzierje komplekse e përbërjeve aromatike dhe heterociklike. Sot aromatikët përdoren si komponentë të prodhimit të naftës në rolin e tretësave të ndryshëm, dhe për prodhimin e lëndëve eksplozive. Në naftë ndodhet një sasi e madhe arenesh që hyjnë në seri të ndryshme homologe. Në fraksionet e benzinave ndodhen të gjitha arenet teorikisht të mundshme, C6 C9 në raportet C6 : C7 : C8: C9 : = 1 : 3 : 7 : 8. Është vënë re prania e izomereve të qëndrueshëm termodinamikisht (si, diakil 1, 3 dhe triakil 1, 2, 4, benzenet). Në fraksionet e vajgurit, ºC, përveç komponimeve të mësipërmeve bëjnë pjesë naftalina, tetralina dhe derivatet metilike të tyre. Nga fraksionet e gazoilit, ºC, janë ndarë pjesët arenike mono dhe dy funksionale, benzene alkilike dhe benzene cikloalkanike. Nga fraksionet ºC bëjnë pjesë arenet biciklike, këtu hyjnë 9 dhe 10 izomerët e mundshëm të dimetilnafteneve. Nga fraksionet ºC me metodën e 3

29 kompleksoformimit identifikohen alkilnaftenet C13 C14. Nga fraksionet e gazoileve bëjnë pjesë dhe hidrokarburet me karakter hibrid metil 5 tetralina, derivati i acenaftenit (2) dhe fluorenit. Nga fraksionet ºC janë identifikuar fenantreni: 1, 2, 3, dhe metilfenentreni: 1, 8 dimetilfenantreni: 2, 3 dhe 9, 10 ciklopentanonfenentreni si dhe një nga izomeret e tetrametilfenantrenit. Nga arenet tetraciklike bëjnë pjesë pirenet; 4 metilpireni. Arenet kanë rëndësi të madhe për industrinë e sintezës organike, si: tolueni, etilbenzeni, o - dhe p - ksileni etj, të cilët në nafta ndodhen në sasira përgjithësisht të pamjaftueshme për qëllime industriale, prandaj ato fitohen nëpërmjet proçesit të reformimit të përpunimit të fraksioneve të naftës Hidrokarburët e pangopura me natyrë alkenike dhe cikloalkenike Hidrokarbure alkenike deri më sot nuk janë zbuluar në nafta, ndërsa cikloalkenikët janë zbuluar. Hidrokarburet e pangopura kanë rëndësi përsa i përket prodhimit të produkteve të ndryshme me anë të proçeseve termike dhe katalitike gjatë përpunimit të naftës si: polieteni, polipropeni etj. 1.3 Komponimet jo hidrokarbure në naftën bruto Në naftë ndodhet një numër i madh komponimesh organike që përmbajnë S, N dhe O. Gjurmë të përbërjeve metalike janë gjetur gjithashtu në të gjitha naftat bruto. Prezenca e këtyre ngarkesave është e dëmshme dhe mund të shkaktojë probleme në proçese të caktuara katalitike. Lëndët djegëse që kanë nivel të lartë squfuri dhe azoti shkaktojnë probleme në shtimin e natyrës korrozive të produkteve oksiduese të tyre gjatë djegies. Squfuri konsiderohet më kryesori nga heteroatomet e tjerë, sepse ndodhet në naftë në sasira më të mëdha. Komponimet e S ndikojnë negativisht në cilësinë e produkteve të naftës. Azoti dhe oksigjeni ndodhen në naftë në sasira më të vogla: azoti [0,02 1,7 % ] dhe oksigjeni [0,05 3,6 %]. Midis përmbajtjes në naftë të komponimeve me squfur, dhe të komponimeve me azot ekziston një lidhje sasiore. Përmbajtja e S të përgjithshëm, N të përgjithshëm kanë një varësi lineare me njëri-tjetrin. Me rritjen e përmbajtjes së S nga 1 3 % përmbajtja e azotit rritet nga 0,0025 0,0075%. 1.4 Komponimet me squfur Në naftë squfuri ndodhet në formën e kombinimeve organike dhe të kripërave inorganike, këto të fundit janë të shpërndara në mënyrë heterogjene. Squfuri në përbërjen organike ndodhet në forma të ndryshme i shpërndarë në gjithë produktet që nga gazi e deri te koksi. Sasia e squfurit rritet me rritjen e peshës molekulare mesatare të fraksionit të naftës. Përbërjet organosulfurore mund të klasifikohen përgjithësisht si acide dhe joacide. Përbërjet acide squfurore janë: merkaptanet (tiole). Përbërjet joacide squfurore të gjetura në fraksionet e naftave bruto janë: tiofene, sulfide dhe disulfide. Në naftën bruto squfuri ndodhet në këto forma: Squfuri elementar dhe Sulfur hidrogjeni. Squfuri vjen nga oksidimi i tioleve dhe i alkileve sulfurore, ndërsa sulfuri i hidrogjenit nga veprimi i squfurit elementar mbi hidrokarburet. Disulfuret formohen gjatë oksidimit të merkaptaneve. H2S çlirohet gjatë ngrohjes së naftës nga ºC dhe shoqëron zakonisht gazet e naftës. Këto komponime ndodhen në naftë dhe në produktet e saj në përqëndrime të vogla. 4

30 Sulfuri i karbonit ndodhet rrallë në fraksionin e gazoilit të naftave të pasura me squfur. Merkaptanet praktikisht ndodhen në të gjitha naftat në përqëndrime të vogla (përbëjnë 2 10 %, të përmbajtjes së përgjithshme të komponimeve squfurmbajtëse). Merkaptanet takohen kryesisht në fraksionet e benzinës. Tiolet dhe derivatet e tyre ndodhen në naftë në fraksionet mesatare sidomos në ato me pikë vlimi të lartë deri në % të derivate të tioleve. Sipas të dhënave të masë-spektografisë dhe analizës spektrale 83 % e komponimeve që përmbajnë S janë komponime alkilike, cikloalkilike si dhe derivate të benzo dhe dibenzofenolit. Komponimet e squfurit sjellin dëme të mëdha duke shkaktuar probleme të korrozionit në njësitë e përpunimit, helmojnë katalizatorët, etj. Komponimet e squfurit janë të përqëndruara në rrëshirat dhe asfaltenet. Metoda më efektive për largimin e komponimeve të squfurit është proçesi i hidropastrimit (hidrogjenim) deri në hidrokarburet përkatëse dhe H2S. Prania e komponimeve me squfur varet nga sasia e squfurit në naftë. Sa më e madhe të jetë kjo sasi aq më të shumtë do të jenë këto komponime. Sulfuret ekstraktohen nga distilatet dhe shfrytëzohen si produkte me vlerë, ato janë produkte të ndërmjetme për përfitimin e sulfoksideve dhe reagentëve analitikë. Në naftë dhe produktet e saj ndodhen këto tipe sulfuresh: sulfuri dialkilik, aril sulfure, sulfure cikloalkanike, tiocikloalkane dhe sulfure me ndërtim të përbërë. 1.5 Komponimet me azot ( N ) Përbërjet organike të azotit që ndodhen në naftat bruto janë në formën e një përbërje heterociklike të thjeshtë, pra të një piridine (C5H5N), pirol (C4H5N) ose në formën e një komponimi me strukturë komplekse si një porfirinë. Përmbajtja e azotit në shumicën e naftave bruto është shumë e vogël dhe nuk e kalon 0.1 %. Përbëresit e azotit janë më të qëndrueshëm se përbërësit e squfurit dhe janë përqëndruar më shumë në fraksionet e rënda të naftës dhe mbetjet e saj. Në përgjithësi sa më i theksuar të jetë karakteri asfaltik (rrëshinor) i naftës aq më i madh do të jetë përpjestimi në të cilin ndodhen komponimet me azot. Komponimet me azot të naftës shkaktojnë çrregullime gjatë përpunimit të saj duke reduktuar aktivitetin e katalizatorit dhe duke nxitur zhvillimin e reaksioneve të polimerizimit, gjithashtu ato kanë veprim korroziv mbi metalet sidomos në temperatura të larta në prani të oksigjenit. Në komponimet më pak bazike azotit bëjnë pjesë: Piridina, Kinolina, Izokinolina, Akridina, etj, ndërsa në komponimet më pak bazike të azotit bëjnë pjesë: Pirrolet, Indolet, Karbazolet, Benzokarbazolet. 1.6 Komponimet me oksigjen Përbërjet e oksigjenit në naftat bruto janë më komplekëse se përbërjete squfurit. Shumë komponime të oksigjenit të gjetura në naftat bruto janë përgjithësisht acide të dobëta. Ato janë: acide karboksilike, acide kresilike, fenolet dhe acide naftenike. Acidet naftenike janë ciklopentani dhe ciklohekzani që kanë varg karboksilik. Pjesa përbërëse e acidit total në shumicën e naftave bruto është e ulët, por mund të arrijë më shumë se 3% në disa nafta të pjesës së Sheqishte Marinzë. Përbërjet jo acide të oksigjenit si: esteret, ketonet dhe amidet gjenden më pak në naftat bruto se komponimet acide të oksigjenit. Shumica e naftave përmbajnë një sasi të madhe komponime me oksigjen, mbasi oksigjeni është i fiksuar në molekula të mëdha. Disa nga përbërësit e oksigjenit të identifikuara në naftat bruto janë: Acidet karboksilike të ngopura, Acidet naftenike, dhe Fenolet. 5

31 1.7 Substancat minerale Shumë metale ndodhen në naftat bruto. Disa prej tyre janë: Ca, Na, Mg, Al, Fe,V dhe Ni. Ata janë prezente edhe si kripëra inorganike siç është natriumi dhe kloruret e magnezit, por edhe në formën e përbërësëve organometalik siç janë ato të nikelit dhe vanadiumit. Këta përbërës veprojnë si emulgatorë edhe në qoftë se prezenca e tyre është e padëshirueshme. Prezenca e metaleve në naftat bruto është e dëmshme dhe duhet të eleminohet. Kur naftat bruto janë në proçese përpunimi, natriumi dhe kloruret e magnezit prodhojnë acid klorhidrik, i cili është shumë korroziv. Dekantimi i naftave bruto është një proçes shumë i rëndësishëm për të reduktuar prezencën e këtyre kripërave. Vanadiumi dhe nikeli duhet të reduktohen në nivele shumë të vogla. 1.8 Klasifikimi i naftave bruto Të klasifikosh naftën do të thotë t i ndash nënproduktet në disa grupe sipas disa karakteristikave të caktuara (Beqiraj, 2008). Numri i madh i substancave që ndodhen në naftë, hidrokarbureve të klasave të ndryshme dhe komponimeve të tjera si dhe përpjestimi i ndryshëm i tyre në përzierje ndikon në një numër të madh tipe naftash. Për klasifikimin e tyre është e pamundur që të gjendet ndonjë kriter unik, prandaj janë propozuar shumë mënyra klasifikimi, të cilat në shumicën e tyre nuk kanë të bëjnë vetëm me përbërjen e naftës por edhe me kushtet teknologjike të prodhimit, ose me mënyrën e përdorimit. Klasifikimi më i saktë i naftave është ai që bazohet në përbërjen kimike të saj. Sipas këtij kriteri kimik naftat klasifikohen si më poshtë: sipas përbërjes së kompozimeve, përmbajtjes së squfurit, përmbajtjes së lëndëve rrëshinore, përmbajtjes së parafinës në mazut, sipas cilësisë së benzinës dhe cilësisë së vajgurit Klasifikimi sipas përbërjes kimike Sipas përbërjes kimike naftat ndahen në gjashtë grupe: 1.Nafta parafinike. Hyjnë naftat e lehta të pasura më benzinë dhe vajguri. Përmbajtja e alkaneve në benzinë është më e vogël se 50 %, kurse përmbajtja e parafinave në fraksionet e vajit arrin deri në 10 %. 2.Nafta naftenike. Janë nafta me përmbajtje të ulët benzine dhe përmbajtje të lartë vajguri dhe vajrash. Kanë sasi të vogël parafine dhe lëndë rrëshinore. 3.Nafta aromatike. Janë nafta në të cilën përmbajtja e hidrokarbureve aromatike mbizotëron mbi produktet e tjera. 4.Nafta parafino-naftenike. Janë nafta që kanë sasi të ndjeshme naftenesh dhe parafine. Përmbajtja e hidrokarbureve aromatikë dhe e lëndëve rrëshinore është e parëndësishme. 5.Nafta nafteno-aromatike. Përmbajnë sasi të konsiderueshme hidrokarburesh aromatike dhe naftenesh. 6.Nafta parafino-nafteno-aromatike. Të tilla nafta takohen më shpesh, ato përmbajnë afërsisht të njëjtat sasi të hidrokarbureve të mësipërme. 6

32 1.8.2 Klasifikimi i naftave sipas përmbajtjes fraksionare Densiteti në API për naftën bruto varion nga 10 50; megjithatë shumica e naftave që kanë një densitet në API më të madh se ( SG< 0.825) konsiderohen si nafta të lehta, ndërkohë që naftat bruto me densitet në API më të vogël se 20 (SG>0.934) konsiderohen si nafta të rënda. Nafta bruto me densiteti në API midis 20 dhe 40 klasifikohen si nafta mesatare. Megjithatë ky klasifikim (Riazi, 2005) mund të ndryshojë nga një burim në tjetrin Klasifikimi i naftave sipas përmbajtjes së squfurit. 1. Nafta me përmbajtje të ulët squfuri <0.5 % S 2. Nafta me përmbajtje mesatare squfuri % S 3. Nafta më përmbajtje të lartë squfuri mbi 2 % S Klasifikimi i naftave sipas përmbajtjes së lëndëve rrëshinore. 1. Naftë me përmbajtje të lëndëve rrëshinore më të ulët se 17 % 2. Naftë me përmbajtje të lëndëve rrëshinore % 3. Naftë me përmbajtje të lëndëve rrëshinore më e lartë se 35 % Klasifikimi i naftave sipas përmbajtjes së parafinës në mazut. 1. Nafta me mazut jo parafinoze 2. Nafta me mazut gjysëm parafinoze 3. Nafta me mazut parafinoze Klasifikimi i naftave sipas cilësisë së benzinës. 1.Nafta me benzinë me numër oktani të lartëmë i madh se Nafta me benzinë me numër oktani të mesëm Nafta me benzinë me numër oktani të ulët më i vogël se Nafta pa përmbajtje benzine Klasifikimi i naftave sipas cilësisë së vajgurit. Klasifikimi i naftave sipas cilësisë së vajgurit bëhet në varësi të numrit të oktanit, i cili varion nga vlerat më i vogël se 30 deri në më i madh se Klasifikimi i naftave sipas cilësisë së vajrave Klasifikimi sipas cilësisë së vajrave bëhet në varësi të indeksit të vajrave i cili varion nga më i vogël se deri në i lartë se

33 1.9 Klasifikimi teknologjik Klasifikimi sipas kriterit teknologjik bazohet në fushat e përdorimit të produkteve që nxirren nga nafta. Në bazë të klasifikimit teknologjik produktet kryesore që nxirren nga nafta i ndajmë: 1)Lëndë djegëse, që përbën pjesën kryesore të produkteve të naftës (rreth 70%) të cilat ndahen në: lëndë djegëse për motora me karburator, lëndë djegëse për motora diezel, lëndë djegëse për motora reaktiv. 2) Vajrat e naftave, janë grupi i dytë më i rëndësishëm i produkteve të naftës, në këtë grup bëjnë pjesë: vajrat lubrifikante për motora me djegie të brendshme, vajrat lubrifikante për motora reaktiv, vajrat lubrifikante për motorra diezel, vajrat lubrifikante për makina me avull, vajrat lubrifikante indrustrialë, vajrat lubrifikante për turbina dhe kompresorë, vajrat special (jo lubrifikues) Nënproduktet e naftës Nga përpunimi i naftës bruto në rafineri janë specifikuar 2000 produkte individuale. Nënproduktet tipike të rafinerisë së naftës në varësi të përmbatjes së atomeve të karbonit dhe të pikave të vlimit janë paraqitur në vijim Nënproduktet e gazta të naftës Nënproduktet e gazta të naftës bëjnë pjesë; Metani, Etani, Propani, Butani Nënproduktet e lëngshme të naftës Nga përpunimi i naftave bruto përftohen këto nënprodukte në gjendje të lëngët: Benzinat Benzina është fraksion i marrë në temperaturën ºC gjatë distilimit atmosferik të naftave bruto si dhe nga distilimet sekondare në proçeset e krekingut katalitik. Benzina e lehtë vlon deri në 132ºC. Përqindjen më të lartë në përbërjen e saj e ka parafina. Benzinat përbëhen nga: Parafina normale, Parafina të degëzuara, Akilciklopentani, Akilciklohekzani dhe Akilbenzeni. Benzinat janë fraksione të cilat në distilimin e fraksionuar kanë mbarim vlimi nën 200ºC. Hidrokarburet që përmbajnë benzinat janë në shumicën e rasteve parafinike, cikloparafinike dhe benzolike. Përpjestimi në të cilin ato ndodhen në benzinë ndryshon në varësi të tipit të naftës nga e cila janë nxjerrë Vajguri ( Kerosina ) Është një fraksion më i rëndë se benzina, i përfituar gjatë distilimit atmosferik të naftave bruto. Intervali i distilimit është midis 160ºC dhe 300ºC. Vajguri përmban një numër të madh hidrokarburësh me pika valimi shumë të afërta dhe për këtë arsye është shumë e vështirë të bësh ndarjen e plotë të hidrokarbureve që përbëjnë atë. Hidrokarburët kryesorë përbërës të vajgurit, (kerosinës) të përftuar nga distilimi primar (distilimi atmosferik) dhe sekondar i naftave bruto janë: parafinat, cikloparafinat dhe aromatikët. Në funksion të përdorimit të tij kemi dy tipe vajguri: 8

34 a)vajguri ndriçues. Përbëhet nga hidrokarburë të ngopur me numër karboni nga C 11 C 16. Temperaturë vlimi ºC. b)vajguri avionash. Përbëhet nga hidrokarburë të ngopur me vargje anësorë me numër karboni nga C 5 C 15. Temperaturë vlimi ºC Gazoili Është një fraksion më i rëndë se kerosina ( vajguri ), i përfituar gjatë distilimit atmosferik dhe në vakum të naftave bruto. Është fraksion që distilon midis temperaturave ºC, d.m.th. është një përzierje e vajgurit me fraksionet e lehta të vajit. Përbërja e këtij produkti nuk është plotësisht e njohur, megjithatë dihet prania e hidrokarbureve parafinike normale C 15 C 18 dhe hidrokarbureve të pangopura C 17 H 22. Gazoili i lehtë përbëhet nga hidrokarbure të ngopura dhe aromatikë me vargje me numër karboni C 11 C 20. Gazoilet e distilimit atmosferik kanë densitet dhe përmbajtje të komponimeve të squfurit më të ulët se sa gazoilet e distilimit në vakum, të prodhuara nga e njëjta naftë bruto. Përbërësit aromatikë të gazoilit varen kryesisht nga tipi i naftës bruto dhe lloji i proçesit të distilimit nga është prodhuar. P.sh, përbërësit aromatikë në gazoilet e lehta janë 10% vëllimi, kurse për gazoilet e distilimit në vakum dhe proçeseve të tjera sekondare arrin deri në 50% vëllimi Vajrat Temperatura e vlimit: 1. Të lehtë ºC C15 C26 2. Të mesëm ºC C25 C35 3. Të rëndë 470ºC e lartë C35 e lartë Në mbetjen e distilimit (mazut) përveç sasive shumë të mëdha të substancave komplekse (rrëshirave, asfalteneve etj), ndodhen edhe vajrat të cilat janë përzierje hidrokarburësh. Vajrat parafinike nga të cilat nxiret parafina e ngurtë, janë përzierje hidrokarburesh të ngopura parafinikë me formulë të përgjithshme C n H 2n+2, gjithashtu përmbajnë hidrokarburë ciklikë dhe hidrokarbure të pangopura Mazuti Është mbetje e distilimit atmosferik të naftave bruto me pikë vlimi mbi 360ºC, përdoret si lëndë djegëse në kaldaja dhe industri, si lëndë e parë në proçeset e koksifikimit të vonuar apo të krekingut termokatalitik dhe si lëndë e parë në proçeset e distilimit në vakum për prodhimin e vajrave lubrifikante. Nga distilimi i mëtejshëm i mazutit në proçeset e koksifikimit të vonuar përfitohet: GLN, benzinë, gasoil, solar dhe koks nafte. Duhet të theksojmë se në mbetjet e rënda të naftës janë përqëndruar komponimet inorganike dhe organike të metaleve të rënda. 9

35 Parafina Fraksioni me këtë emër dhe me pikë shkrirje afërsisht 60ºC është i përbërë nga hidrokarbure parafinikë normalë me formulë C21H44 deri në C30H62, të cilat kristalizojnë në formë gjilpërash si dhe nga izoparafinat Distilatet e mesme Janë fraksione që merren në intervalin ºC. Në këtë interval alkanet e degëzuara kanë nxjerrë në pjesën më të madhe përbërësit metilikë. Përbërësit parafinikë më të rëndësishëm janë: normal parafinat, monoparafinat di dhe trimetilikët. Atraceni dhe homologët e tij janë gjetur në përqëndrime shumë të vogla Distilatet e rënda Janë substanca me temperaturë vlimi mbi 300ºC. Pjesa më e madhe e hidrokarbureve janë të ndërtuara prej hidrokarburesh alkanike (alkane normale, të degëzuara dhe ciklike). Janë gjetur hidrokarbure aromatike deri me 7 unaza Gudroni ( asfaltet, bitumet) Janë mbetje të distilimit në vakum. Përdoren për shtrimin e rrugëve dhe në proçeset e koksifikimit të vonuar për prodhimin e koksit të naftës Dylli i naftës Në dyllin e naftës përmbahen përbërës normal parafinikë nga C80 dhe më lart. Dylli i naftës përmban edhe substanca jo parafinike Karakterizimi i nënprodukteve të naftës bruto. Karakterizimi i naftës bruto është një nga çështjet më të rëndësishme të përpunimit të saj në rafineri, sepse përcaktimi i natyrës kimike të naftës, përbërja e saj dhe parametrat fizikë në kushte të ndryshme temperature dhe presioni kanë një vlerë kryesore në rafineri. Përmes karakterizimit mund të përcaktohen parametrat kryesorë që nevojiten për vlerësimin e treguesëve fizikë dhe termodinamikë, si dhe përcaktohen komponentët përbërës të fraksioneve të naftës nga të dhëna eksperimentale në laborator. Për të bërë karakterizimin e naftës bruto në këtë studim janë përdorur dy metoda: 3. Karakterizimi mbi bazën e treguesëve fiziko- kimikë 4. Karakterizimi me anë të simulimit Karakterizimi mbi bazën e treguesëve fiziko-kimikë Karakterizimi i naftës bruto është i rëndësishëm për të identifikuar natyrën kimike të naftës, përbërjen e saj dhe parametrat fizikë në kushte të ndryshme temperature dhe presioni. Vlerësimi i parametrave të naftës si graviteti në API, viskoziteti, përcaktimi i komponentëve të rëndë si komponimet e ngopura, asfaltenet, rrëshirat dhe aromatikët janë të rëndësishëm për të vlerësuar performancën e nivelit të rezervuarit dhe të rikuperueshpërisë së tij. Tradicionalisht karakterizimi është bërë duke përcaktuar 10

36 densitetin e naftës bruto, por duhen më shumë të dhëna për të kuptuar dhe vlerësuar karakterizimin e naftës bruto. Këto karakteristika të tjera fiziko-kimike janë të rëndësishme në projektimin dhe operimin e pothuajse çdo pajisje në industrinë e naftës. Këto karakteristika përfshijnë (Yasin, 2013) kurbat e vërteta të vlimit, viskozitetin, peshën molekulare, temperaturën mesatare molare, temperaturën mesatare të mesatarizuar, temperaturën mesatare të vlimit, faktorin e karakterizimit, temperaturën kritike. Cilësia e naftës bruto zakonisht vlerësohet duke u bazuar në vlerat e larta të densitetit në API, në vlerat e ulëta të përmbajtjes së aromatikëve, squfurit, azotit dhe metaleve, vlerës së ulët të pikës së rrjedhshmërisë, raportit karbon/hidrogjen, viskozitetit, mbetjes së karbonit Konradson, përmbajtjes së sedimenteve dhe të ujit. Një tjetër parametër që karakterizon cilësinë e naftës bruto është përmbajtja totale e squfurit. Pas përmbajtjes së squfurit, përmbajtja e ulët e azotit dhe e metaleve është një faktor tjetër që klasifikon naftat bruto. Naftat bruto me vlera të larta të densitetit në API zakonisht kanë përmbajtje të lartë të parafinave, raport të ulët të raportit C/H, një përmbajtje të ulët të squfurit, të metaleve dhe gjithashtu vlera të ulëta të mbetjes së karbonit Konradson dhe vlerës së viskozitetit. Analizat laboratorike për naftën bruto (Malja, 2015; Riazi, 2005) përfshijnë dy lloje informacionesh: (1) karakteristikat kryesore dhe (2) karakteristikat fraksionale Karakteristikat kryesore fiziko-kimike të naftës bruto Karakteristikat kryesore përfshijnë gravitetin specifik, përmbajtjen e squfurit, azotit, metaleve (Ni,V, Fe, etj.), përmbajtjen e asfalteneve, raportin C/H, pikën e rrjedhjes, pikën e flakërimit, pikën e anilinës, viskozitetin, mbetjen e karbonit Konradson, përmbajtjen e komponimeve të lehta (C 1 -C 5 ), treguesin e thyerjes dhe kurbat e vërteta të vlimit Densiteti Densiteti është një nga indikatorët primar që përdoret për të studiuar naftën bruto dhe produktet e saj. Sa më i madh të jetë densiteti i naftës aq më e rëndë konsiderohet nafta. Naftat e lehta konsiderohen ato që e kanë densitetin relativ më të vogël së 1. Këto lloje naftash janë të pasura me produkte të lehta dhe paraqesin më shume interes ekonomik. Densiteti në API është në përpjestim të zhdrejtë me densitetin specifik (Raouf, 2012). Kjo ndodh sepse në formulën e llogaritjes së densitetit në API me anë të densitetit specifik (SG) ka një lidhje të zhdrejtë, ( API =141.5/SG ), e cila mund të paraqitet në formën e API α A/SG + K, ku A dhe B janë kostante. Graviteti specifik ( SG ) Graviteti specifike (SG) është një karakteristikë shumë e vlefshme për vlerësimin e naftës dhe fraksioneve të saj, mbasi vlera e peshës specifike ndryshon shumë me ndryshimin e natyrës kimike të hidrokarbureve. Densiteti specifik (SG) është një numër pa përmasë dhe është produkt i densitetit të naftës bruto (kg/m 3 ) në 15.6 C pjesëtuar më densitetin e ujit (kg/m 3 ) në 4 C. SG = d n.bruto 15.6 C / d H2O 4 C [1.1] 11

37 Figura1.1. Aparati Anton Paar, SVM 300 për përcaktimin e densitetit. Densiteti dhe viskoziteti për mostrat e studiura është përcaktuar me pajisjen Anton Paar SVM Aparati SVM 3000 është një instrument i cili revolucionizoi përcaktimin e densitetit dhe gjithashtu dhe të viskozitetit. SVM 3000 punon në bazë të Standartit Amerikan ASTM D Përmbajtja e squfurit shprehet si përqindje e squfurit në peshë dhe varion nga 0.1% deri në mbi 5%. Në naftat bruto squfuri ndodhet në formën e merkaptaneve, sulfideve dhe sulfureve policiklike. Përmbajtja e squfurit (ASTM D 4294) ka një ndikim të rëndësishëm në klasifikimin e naftës bruto Pika e rrjedhjes paraqet lehtësinë ose vështirësinë e pompimit të naftës bruto veçanërisht në kushte klimaterike të ftohta. Veçanërisht pika e rrjedhjes është temperatura më e ulët në të cilën nafta bruto rrjedh ndërkohë që ftohet pa disturbancë në një prurje të kontrolluar. Pika e rrjedhjes për naftat bruto ose fraksionet e saj e cila vlon mbi 232 C përcaktohet me standardin ASTM D 97. Pika e rrjedhjes dhe temperatura e rezervuarit paraqesin një vlerësim më të saktë të kushteve të naftës në rezervuar Pika e flakërimit për hidrokarburet e lehta ose fraksionet e naftës është temperatura më e ulët në të cilën formohen avuj mbi sasinë e lëngët, e cila jep një përzierje me ajrin që merr flakë në një interval kohe të shkurtër kur në të dërgohet një shkëndijë. Një metodë për përcaktimin e pikës së flakërimit është standardi ASTM D Pika e flakërimit, metoda e mbyllur. Pika e flakërimit, metoda e mbyllur ( ASTM D 93 ). Kjo metodë testimi përcakton pikën e flakërimit së produkteve të naftës në një shkallë temperature nga 40 C në 370 C nga një aparaturë manuale ose automatike Pensky-Martens që është metoda e mbyllur Pika e anilinës përfaqëson temperaturën minimale për përzierjen në vëllime të barabarta të anilinës me produktet e naftës. Kjo karakteristikë përcaktohet me ASTM D Mbetja e karbonit Konradson përcaktohet me metodën ASTM D189. Kjo karakteristikë vlerëson tendencën e formimit të koksit në naftë. Kjo metodë përcaktohet 12

38 me distilimin shkatërrues të një mostre deri në elementin karbon, në prani të ajrit e shprehur si përqindje peshe e mostrës origjinale. Metoda e testimit ASTM D 4530 mbulon përcaktimin e mbetjeve të karbonit të formuar mbas avullimit Kurbat e vërteta të vlimit (TVV) (Chang, 2012) të naftës bruto ose të fraksioneve të saj përcaktohen duke përdorur metodat U.S.Bureau i Mines Hempel dhe ASTM D 285. Asnjëra prej këtyre metodave nuk specifikon numrin e fazave teorike ose raportin molar të refluksit që përdoret në distilim. Kështu që ka një trend që zbaton raportin 15:5 në përputhje me ASTM D 2892 në vend të përdorimit të TBP. Raporti 15:5 në distilim përdor 15 faza teorike dhe një raport molar refluksi 5. Rezultati që merret nga distilimi është kurba e vërtetë e distilimit e cila paraqet pikat e vlimit të fraksioneve të naftës kundrejt naftës së avulluar. Pika fillestare e vlimit (F.V) është temperatura në të cilën bie pika e parë e distilatit. Pika përfundimtare e vlimit ose pika e fundit (P.F) është temperatura më e lartë që regjistrohet në test. Në realitet përcaktimi i kurbës së vërtetë të distilimit kërkon shumë kohë dhe punë. Në praktikë përdoren metoda të tjera ASTM dhe konvertohet kurba e vërtetë e vlimit në kurbën TBP duke përdorur korrelime të ndryshme. Këto korrelime mund të realizohen në programin excel. Me anë të standartit ASTM D86 realizohet distilimi në presion atmosferik dhe temperaturë mjedisi. Kjo proçedure njihet ndryshe distilimi Engler. Standarti ASTM D1160 aplikohet për mostra me pika vlimi të larta. Mostra distilohet në presion të reduktuar, zakonisht në 10 mm Hg për të penguar krekingun. Në fakt në temperaturën 10 mm Hg mund të distilohet një fraksion mbi temperature C. Presioni i reduktuar që përdoret për metodën e distilimit D1160 realizon një ndarje të komponentëve e cila është më ideale sesa ato për distilimin ASTM D86. Standarti ASTM D2887 është një procedurë kromatografike për të simuluar ose parashikuar kurbën e vërtetë të vlimit për një fraksion nafte. Shpërndarja e pikave të vlimit përcaktohet duke injektuar mostrën e naftës bruto në gaz kromatograf i cili ndan hidrokarburet sipas një rregulli të pikave të vlimit. Më pas bëhet lidhja midis kohës së qëndrimit brenda gaz kromatografit me pikat e vlimit përmes një kurbe kalibrimi Sedimentet Përmbajtja e sedimenteve varion nga %. Prania tyre në naftën bruto ndikon në shkëmbyesit e nxehësisë, në dhomat e djegies së furrës, duke shkaktuar rritjen e presionit dhe uljen e kapacitetit përpunues, gjithashtu shkakton probleme të korrozionit. Për të përcaktuar sedimentet përdoret standarti ASTM D Kjo metodë përshkruan përcaktimin laboratorik të përmbajtjes së ujit dhe sedimenteve në naftat bruto nëpërmjet procedurës së centrifugimit. Përmbajtja totale e ujit dhe e sedimenteve shprehet në përqindje vëllimi. 13

39 Figura.1.2. Ndarja e ujit dhe e mbetjeve të ngurta me anë të centrifugës Përmbajtja e ujit Përmbajtja e uji është një nga faktorët më të rëndësishëm që ndikon në përpunimin në rafineri, shitjen dhe blerjen e naftës. Përmbajtja e ulët e ujit në naftën e papërpunuar ndikon në uljen e kostos së trajtimit të saj. Nafta e cila përpunohet në rafineri duhet të ketë një përmbajtje sa më të ulët të uji (1-2%), në rast të kundërt shkakton probleme në rafineri, veçanërisht në kolonën e distilimit atmosferik. Përcaktimi i përmbajtes së ujit realizohet me metodën centrifugale, (ASTM D ). Në çdo rast kryhen përcaktime në dy prova paralele për të marrë një vlerë mesatare dhe detyrimisht për të baraspeshuar krahët e centrifugës. Zbatimi i kësaj metode mundëson përcaktimin njëkohësisht të përmbajtjes dhe të papastërtive mekanike në naftën bruto Viskoziteti është një parametër kryesor për të klasifikuar një naftë bruto. Naftat që kanë një viskozitet më të madh se 10,000 cpz janë nafta të rënda. Ky tregues përcaktohet me pajisjen Anton Paar SVM Për të klasifikuar naftën përdorimi i vetëm një parametri siç është viskoziteti nuk është i mjaftueshëm Squfuri në formën e merkaptaneve Squfuri në formën e merkaptaneve ( UOP 163 ) në hidrokarbure përcaktohet nga titrimi pontenciometrik. Dhe shprehet me mg/kg masë të naftës bruto Përcaktimi i komponimeve elementare (Ni, Fe dhe V) Në analizat kimike të nafës bruto bëjnë pjesë; përcaktimi i komponimeve elementare ( Ni, Fe, V) duke përdorur metodat ASTM D Përmbajtja e klorureve. Përmbajtja e klorureve përcaktohet me metodën potenciometrike, (ASTM D6470) Karakteristikat fraksionale Me anë të karakteristikave kryesore arrihet një njohje e shpejtë e tipit të naftës bruto, si për shembull, e lehtë ose e rënde. Por rafineritë kërkojnë karakteristikat fraksionale të cilat reflektojnë në përbërjen e fraksioneve të ndryshme të përftuara gjatë distilimit. Karakteristikat fraksionale përmbajnë; përmbajtjen e parafinave, nafteneve, aromatikëve, përmbajtjen e squfurit dhe azotit për çdo fraksion, numrin e oktanit për benzinën, pikën e ngrirjes, indeksin e cetanit, etj. 14

40 Komponimet aromatikët, olefinat dhe komponimet e ngopura Për të përcaktuar klasat e hidrokarbureve në naftën bruto përdoret analiza kromatografike (PIONA) duke përdorur standartin ASTM D 5445 ose ASTM D Përmbajtja e karbonit aromatik (aromaticiteti i një fraksioni nafte përcaktohet si fraksioni molar i karbonit aromatik në mostër), përcaktuar me spektroskopinë e rezonancës magnetike nukleare të karbonit -13 (Mohamed, 2010). Veçanërisht aromatikët, olefinat dhe komponimet e ngopura përcaktohen nga metoda ASTM D 1319 dhe shprehen në % peshe Përbërja e C 30 + Analiza e C30+ përcakton komponentët në vijim : N 2, CO 2, H 2 S, C 1, C 2, C 3, i-c 4, n-c 4, i- C 5, n-c 5, C 6, C 7, C 8, C 9, C 10, C 11, C 12, C 13, C 14, C 15, C 16, C 17, C 18, C 19, C 20, C 21, C 22, C 23, C 24, C 25, C 26, C 27, C 28, C 29, C 30 +, ciklopentanin (C 5 H 10 ), metilciklopentanin (C 6 H 12 ), ciklohekzanin (C 6 H 12 ), metilciklohekzanin (C 7 H 14 ), benzenin, toluenin, etilbenzenin, p&m-ksilenin, o-ksilenin dhe 1,2,4-trimetilbenzenin S.A.R.A. Metoda analitike. Analiza S.A.R.A * shërben për analizimin e komponimeve të ngopura, aromatikëve, rrëshirave, asfalteneve në naftën bruto, dhe të komponimeve të rënda. Kjo ëshë një proçedure e cila është e përdorshme në projektimin dhe operimin e rafinerive. Kjo metodë ndan dhe zbatohet për përcaktimin e aromatikëve, rrëshirave dhe komponimeve të ngopura sipas polaritetit respektiv. Ndarja e këtyre katër klasave (Mohamed, 2010) të komponentëve bëhet duke ndjekur disa hapa të caktuar, të paraqitura në shtojcën C. *S.A.R.A- inicialet në anglisht për komponimet e ngopura, aromatikët, rrëshirat dhe asfaltenet. Mostra e naftës bruto Heptan Fraksioni i tretshëm në n-c7 Fraksion jo i tretshëm në n-c7 Ndarja me kolonë kromatografike të lëngët Asfaltene Të ngopurit Aromatikët Rrëshirat Figura 1.3. Diagrama skematike për analizën S.A.R.A 15

41 1.12 Karakteristika të tjera të naftës bruto Numri total i acideve Numri total i acideve (ASTM D 664) është një test që përcakton aciditetin e naftave bruto, i cili përcaktohet nga shuma e hidroksidit të kaliumit në milligram që duhet për të neutralizuar acidet në një gram naftë. Numri total i acideve në temperatura të ndryshme varion nga 0.09 mg/gr deri në 0.65 mg/gr. Përmbajtja e kripëra në trajtën e NaCl Përmbajtja e kripës (U.O.P, 2015) në naftën bruto shprehet si (gr) NaCl për (m 3 ). Nëse përmbajtja e kripës është më e madhe se 2.85 gr/m 3 atëherë këshillohet ç kripëzimi i naftës bruto përpara proceseve të përpunimit të saj. Pika e avullimit Pika e avullimit (ASTM D 341) i referohet temperaturave në të cilat respektivisht, parafina në diesel merr një formë reje. Në rastin e naftave bruto përcaktimi i pikës së avullimit është i pamundur dhe ai llogaritet në mënyrë indirekte nëpërmjet ndryshimit të viskozitetit në varësi të temperaturës. Përmbajtja e parafinës Përmbajtja e parafinës (U.O.P, 2015) është një metodë për përcaktimin e përmbajtjes së parafinës në naftat bruto. Përmbajtja e parafinës varet nga kushtet në të cilat parafina ndahet nga materiali origjinal. Në këtë metodë përmbajtja e saj përcaktohet si përqindje në masë e materialit të precipituar kur një solucion i një mostre pa asfalt ftohet në -30 C në klorur metileni. Presioni i avujve Reid Presioni i avujve Reid (ASTM D 323A) është një metodë që përcakton presionet e avujve të naftave bruto dhe të produkteve të saj. Realizon matjen e presionit të avujve të paqëndrueshëm të naftës, metoda ASTM D 323 përdoret për naftat bruto dhe produktet e saj Karakterizimi me anë të simulatorit Aspen HYSYS Procesi i karakterizimit mund të realizohet dhe me anë të programeve të simulimit. Programi i simulimit i përdorur në këtë studim është Aspen HYSYS. Aspen HYSYS realizon karakterizimin e hidrokarbureve të pranishëm në naftë dhe gjithashtu parashikon karakteristikat e tyre termofizike. Aspen HYSYS është një program simulimi që përdoret nga prodhuesit e naftës, rafineritë dhe kompanitë inxhinierike për optimizimin e proceseve. Me anë të këtij programi zgjidhen bilancet e masës dhe energjisë në modelet matematikore të ndërtuara, përcaktohen shpejtësitë e rrjedhjes, komponentët përbërës, karakteristikat e tyre termofizike për kushte të ndryshme pune si dhe përcaktohen kushtet optimale të punës për të prodhuar një produkt të dëshiruar. 16

42 Në mënyrë që të simulohen proceset në rafineri duhet një informacion për përbërjen dhe karakteristikat termofizike të naftës bruto. Megjithatë kompleksiteti i përbërjes molekulare të naftës bruto vështirëson procesin e identifikimit të molekulave individuale. Meqënëse komponentët aktualë nuk njihen fraksionet që përftohen nga nafta bruto karakterizohen si përzierje e pseudokomponentëve. Çdo pseudokomponent i korespondon disa komponimeve të panjohura aktuale. Pseudokomponentët në Aspen Hysys përfaqesojnë një grupim të caktuar të identifikuar me një temperaturë vlimi por jo me emërtim strukture. Pasi përcaktohen këta parametra, pseudokomponentët mund të trajtohen si çdo komponent i përcaktuar për llogaritjen e parametrave termofizikë. Karakteristikat termodinamike dhe fizike zakonisht llogariten përmes metodave standarte si për shembull; ekuacionet e gjendjes ose ekuacione të tjera presion-vëllim-temperaturë (PVT). Këto korelacione kanë një shkallë përgjithësisht të pranueshme të saktësisë dhe përfshijnë përcaktimin e temperaturës kritike (T k ), presionit kritik (P k ), faktorit acentrik (w) * dhe peshës molekulare (M). Karakteristikat e pseudokomponentëve nuk mund të maten por mund të llogariten me anë të përbërjes së përzierjes. Për të bërë karakterizimin e naftës bruto me anë të simulatorëve është e nevojshme që paraprakisht të përcaktohen disa të dhëna ekperimentale. Të dhënat laboratorike zakonisht të përcaktuara eksperimentalisht, janë: kurba e vërtetë e distilimit, densiteti në API ose densiteti specifik. Megjithatë ka raste kur përcaktohen dhe viskoziteti në një temperaturë të caktuar, përmbajtja e parafinave, olefinave, nafteneve, aromatikëve dhe përmbajtja e squfurit. Llogaritja e pikës mesatare të vlimit nga të dhënat e distilimit, shndërrimi i kurbave të distilimit nga një tip i caktuar në një në një tjetër, vlerësimi i peshës molekulare, përmbajtja e komponimeve përbërëse të fraksioneve janë hapat e parë për karakterizimin e fraksioneve të naftës (Riazi, 2001, Firoozabadi (1999), Daubert(1997.). * faktori acentrik është një numër konceptual i përdorur në fillim nga Kenneth Pitzer në 1955, shumë i dobishëm për përshkrimin e materies. Ky faktor është një standart për karakterizimin e komponentëve të pastër. Parametra të tjerë të përshkrimit të gjendjes janë pesha molekulare, temperature kritike dhe presioni kritik Literatura Beqiraj I.,(2008). Disertacioni në FSHN Monitorimi i cilësisë së Hidrokarburve të tragtuara në vendin tonë. Chang A.F.,(2012), K.Pashikanti, and Y.A.Liu, Refinery Engineering integrated Process Modeling and Optimization, First Edition, Published 2012 by Wiley-VCH Verlag GmbH & Co.KGaA: Ceric Emir (2015). Crude Oil Processes and Products Daubert, T. E.,(1997) and Danner, R. E, Eds., API Technical Data Book--Petroleum Refining, 6th ed., American PetroleumInstitute (API), Washington. Firoozabadi, A.(1999), Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoirs, McGraw-Hill, New York. 17

43 Malja Agim, Spiro Drushku, Ismet Beqiraj (2015). Praktika Laboratorike në Teknologjinë Kimike Organike, Universiteti i Tiranës, Fakulteti i Shkencave të Natyrës, Departamenti i Kimisë Industriale, Tiranë. Mohamed A. (2010), Fahi M., Taner A. Alsahha F., and Amal Elkilani, Fundamentals of petroleum refining, ISBN: : 11-29, 33-47). Raouf-Abdel, Manar El-Sayed (2012). Crude oil emulsions-composition stability and characterization, Edited by, Published by InTech Janeza Trdine 9, Rijeka, Croatia, First published February, 2012 Printed in Croatia, ISBN , Kap.1. Riazi M. R., (2005), Characterization and Properties of Petroleum Fractions, Printed in the U.S.A, Printed in Philadelphia, PA January Riazi, M. (2001), R. and A1-Otaibi, G. N., "Estimation of Viscosity of Petroleum Fractions," Fuel, Vol. 80: U.O.P. Laboratory Test methods for Petroleum and tis Products, Edition 2, Publisher: Universal oil products Company, 1940, Ohio State University, UOP 22, UOP 46. Yasin Ghulam1 *,(2013), Muhammad Iqbal Bhanger2, Tariq Mahmood Ansari1, Syed Muhammad Sibtain Raza Naqvi3, Muhammad Ashraf1, Khizar1 Ahmad and Farah Naz Talpur2, Quality and chemistry of crude oils. Journal of Petroleum Technology and Alternative Fuels Vol. 4(3), pp ,Available online at DOI: /JPTAF Academic Journals. 18

44 KAPITULLI 2 HISTORIKU I ZHVILLIMIT TËINDUSTRISË SË NAFTËS NË SHQIPËRI DHE INFRASTRUKTURA Nafta në ditët e sotme është burimi energjetik strategjik ende i pazëvendësueshëm për sektorë të rëndësishëm të zhvillimit shoqëror. E parë në këtë këndvështrim, studimi dhe hulumutimi i historikut të fillesave të zbulimeve të naftës dhe zhvillimit të industrisë së nxjerjes dhe përpunimit të saj deri në ditët tona paraqet vlera historike dhe shkencore. 2.1 Historiku i zhvillimit të industrisë së naftës në Shqipëri Prodhimi i naftës bruto në Shqipëri realizohet në disa vendburime ndër të cilët më kryesorët janë: në depozitime ranore; Patos-Marinzë dhe Kuçovë, në depozitime gëlqerore Cakran-Mollaj, Gorisht-Kocul dhe Ballsh-Hekal, Visokë si dhe disa vendburime të tjera më të vogla. Prodhimi industrial i naftës ka filluar në vitet 20-të të shekullit të kaluar duke patur një rritje të ndjeshme gjatë viteve 30-të, sidomos në vendburimet e Kuçovës dhe të Patosit. Vendburimi i naftës dhe gazit në qarkun e Fierit është dhe vendburimi më i madh në Shqipëri (Albpetrol, 2014; Bankers, 2015). 2.2 Shtrirja gjeografike dhe vendburimet kryesore në Shqipëri Vendburimi i Kuçovës ndodhet në basenin me të njëjtin emër dhe është zbuluar në 1927 nga shoqëria italiane AIPA dhe SIMSA nëpërmjet pusit të kërkimit K-7. Vendburimi i Marinzës shtrihet në Shqipërinë jug-perëndimore në lindje të qytetit të Fierit dhe zë një sipërfaqe gjeografike prej rreth 2500 hektar. Ky vendburim është zbuluar në vitin 1957 nëpërmjet pusit 542. Vendburimi Patos shtrihet në rrethin e Fierit, nga Patosi fshat (ofiçina e vjetër) në jug deri në Kallm Bubullime në veri. Ky vendburim është zbuluar në 1927 nëpërmjet pusit P-5 nga kompania Anglo-Persian Oil (APOC). Në vitin 1930 fillojnë punimet e shpimit në zonën e Dumresë, Pekisht. Vendburimi i Visokës ndodhet në Periklanin Jugor të strukturës karbonatike të Patos- Verbasit me shtrirje JL-VP dhe i përket brezit të Kurveleshit. Ky vendburim është zbuluar në vitin 1963 nëpërmjet pusit 622 dhe është shpimi i parë në vendburime karbonatike. Në vitin 1965 u zbulua vendburimi i naftës Gorisht - Kocul me shpimin e pusit Go-2 dhe në prill të vitit 1966 zbulohet vendburimi i naftës Ballsh me shpimin e pusit Ballsh- 14.Vendburimi i Gorishtit shtrihet në vargun Selenicë-Amantia në brezin e Kurveleshit ndërsa vendburimi i Ballshit ndodhet në vargun Kremenare-Patos-Verbas në brezin e Kurveleshit. Në vitin 1980 u zbulua dhe u vu në shfrytëzim vendburimi i naftës Amonicë me pusin Am-7. Dhe ky vendburimi ndodhet në vargun Selenicë-Amantia në brezin e Kurveleshit. Vendburimi Cakran-Mollaj është zbuluar në vitin 1977 me rezultatin pozitiv të pusit Ca-12 dhe ndodhet në brezin e Kurveleshit. Nivelet kulmore të naftënxjerrjes në vendin tonë janë arritur në vitin

45 Figura 2.1 Shtrirja gjeografike e vendburimeve kryesore të naftës dhe gazit në Shqipëri 20

46 2.3 Iventari i infrastrukturës teknike Aktualisht janë 12 vendburime nafte dhe gazi që administrohen nga kompania e nxjerrjes së naftës dhe gazit "Albpetrol" sh.a, ato kanë një shtrirje në rrethet Sarandë, Vlorë, Mallakastër, Fier, Lushnje e Kuçovë. Në vitin 2002 fondi i përgjithshëm i puseve ishte 4666, nga të cilët 3123 janë puse me prodhim nafte dhe 981 puse të fondit të ndalur. Debitet e puseve të naftës në vendburimet tona janë mjaft të ulëta ata luhaten nga 0.2 m 3 /ditë-1.5 m 3 /ditë në vendburimet ranore dhe 2-12 m 3 /ditë në vendburimet gëlqerore. Koefiçentët e nxjerrjes të vendburimeve janë përkatësisht nga % në vendburimet gëlqerore dhe % në vendburimet ranore. Qëndrat e Prodhimit të Naftës dhe Gazit kanë në inventar puse, grupe, impiante dekantime dhe stacione transporti të paraqitura si ne tabelën 2.1. Kërkimet për naftë dhe gaz nga kompanitë e huaja nisën në Shqipëri me fillimin e pluralizmit politik, kur në fund të vitit 1991, u firmos e para Marrëveshje Hidrokarbure me kompaninë amerikane "Ocidental", e cila u pasua nga të tjerë emra të njohura kompanish. Tabela 2.1. Situata e inventarit në puse, grupe dhe impiante dekantimi në vitin 2005 Nr Q.P.N. Puse Grupe Impiant Stacione Aktiv Fondi ndalur Ne ruajtje Dekantim A. Nxjerrje te naftes 1 Q.P.N. Patos Q.P.N. Marinez Q.P.N. Sheqisht Q.P.N. Gorisht Q.P.N. Ballsh Q.P.N. Kucove Q.T.N.G. Patos B. Nxjerrje te gazit natyror dhe gazkondensatit 1 Q.P.G. Patos Në sektorin e nxjerrjes së naftës me ndarje prodhimi sipas Marrëveshjeve Hidrokarbure me një afat 25-vjet, aktualisht punojnë këto kompani : "Bankers Petroleum" në zonën Patoz-Marinzë, "Sherwood International" në zonën e Kuçovës, "Stream Oil" në zonat Ballsh-Hekal, Cakran-Mollaj dhe Delvinë "IEC Visoka" në zonën e Visokës. Në vijim është paraqitur inventari i kompanive të huaja që operojnë në fushën e naftës. Në muajin Prill 2012 Albpetroli ka patur në inventar 3260 puse, nga të cilët: Puse aktiv për naftë, 1772 puse Puse të fondit të ndalur, 902 puse Puse në ruajtje, 586 puse 21

47 Puset që janë marrë në dorëzim nga kompanitë e huaja janë: Kompania Bankers 1131 puse Kompania Stream Oil&Gaz 374 puse Kompania Visoka Energy 234 puse Figura 2.2. Kontributi i operatorëve kryesorë që operojnë në sektorin hidrokarburor për periudhën (ton/vit). Nga grafiku vërehet se prodhimi i naftës në vendin tonë me kalimin e viteve është dominuar nga kompanitë e huaja. Në vitin 2014 paraqitet një prodhimtari prej 1, ton naftë nga kompanitë e huaja dhe vetëm 45,384 ton nga kompania Albpetrol (Buletini Shkencor, 2002). 2.4 Të dhëna historike të përcaktimit të treguesëve fiziko-kimikë Rafineritë shqiptare kanë përpunuar dhe përpunojnë naftë bruto të prodhuar nga vendburimet tona të cilat karakterizohen nga një peshë specifike mjaft e lartë (nga deri në gr/cm 3 ), me përmbajtje shumë të lartë squfuri (mbi 5%), metalesh të rënda dhe asfaltenesh. Disa të dhëna të karakteristikave fiziko-kimike për naftat e vendit tonë janë paraqitur në tabelat e më poshtme. Nga tabela 2.2 vërehet se vendburimet e Cakranit dhe Gorishtit kanë vlerat e densitetit në API më të larta, pra klasifikohen si nafta më të lehta krahasuar me vendburimet e tjera. 22

48 Tabela 2.2 Karakteristikat e naftave të vendburimeve në Shqipëri Karakteristikat Kuçovë Cakran Marinzë Sheqishte API S(% peshe) CCR % Hiri % Pika e rrjedhjes ( 0 C) Kripa (mg NaCl/kg) Sedimentet (% peshe) Asfaltenet (% peshe) Vanadiumi ppm Ni (ppm) H 2 O (% peshe) Viskoziteti (cst) 20 0 C Viskoziteti (cst) 40 0 C Karakteristikat Visokë Ballsh Gorisht API S (% peshe) CCR % Hiri % Na Pika e rrjedhjes ( 0 C) Kripa (mg NaCl/kg) Sedimentet (% peshe) Asfaltenet (% peshe) Vanadiumi (ppm) Ni (ppm) H 2 O (% peshe) Viskoziteti (cst) 20 0 C Viskoziteti (cst) 40 0 C Të gjitha zonat kanë një përmbajtje më të lartë se 5% të Squfurit. Kanë një përmbajtje të ulët të sedimenteve. Vendburimet e Gorishtit, Ballshit, Visokës dhe Sheqishtes kanë përmbajtjen më të lartë të asfalteneve. Zonat e Sheqishtes dhe e Ballshit kanë vlerat më të larta të viskozitetit. 23

49 Aromatik e( %) Naftenike (%) parafinike (%) Komponi me squfurore organike (%) aromatike në % naftenike në % parafinike në % komponime squfuroze organike në % aromatike në % naftenike në % parafinë në % komponime squfuroze në % Xhaklina Cani (2016) Tabela 2.3 Përqindja e produkteve në nafta. Përqindja e Produkteve % peshë dhe në C IBM+200 (të lehta) (të mesme) (të rënda) Kuçovë Cakran Marinzë Sheqishte Visokë Ballsh Gorisht Në tabelën 2.3 jepet raporti i përbërjes së naftave tona, ku shihet mjaft qartë se përqindja e produkteve të lehta është e ulët në raport me produktet mesatare dhe të rënda. Vendburimi i Cakranit dhe Kuçovës kanë përmbajtjen më të lartë të fraksioneve të lehta, ndërsa vendburimi i Sheqishtes ka përmbajtjen më të ulët të fraksioneve të lehta. Tabela 2.4 Përbërja e fraksionit deri në 200 C të disa naftave të vendit tonë Fraksioni Naftë Patosi 20 d Naftë Marinze 20 d F 60 o C o C o C o C o C Naftë Kuçovë d

50 Përsa i përket fraksioneve të rënda vendburimet e Kuçovës, Ballshit dhe Marinzës kanë përmbajtjen më të lartë të fraksioneve të rënda, ndërsa vendburimi me përmbajtjen më të ulët të fraksioneve të rënda është zona e Sheqishtes. Nga tabela 2.4 vërehet se përmbajtja më e lartë e komponimeve aromatike paraqitet në naftën bruto të zonës së Marinzës dhe Kuçovës ku fraksioni C ka përmbajtjen më të lartë të aromatikëve. Në të gjitha fraksionet vërehet një përmbajtje e lartë e parafinave, veçanërisht në fraksionet e para. Përmbajtja e squfurit është më e lartë në fraksionin C, ku naftat e zonës së Marinzës dhe Kuçovës kanë përmbajtjen më të lartë të squfurit. 2.5 Literatura Buletin Shkencor (2002), Industria e Naftës dhe gazit në Shqipëri. Të dhëna nga Albpetroli, Të dhëna nga Bankers,

51 KAPITULLI 3 PJESA EKSPERIMENTALE MATERIALI DHE METODOLOGJIA E PËRDORUR PËR KARAKTERIZIMIN E NAFTAVE BRUTO 3.1 Përcaktimi i vendmostrimeve dhe bllok-skema e realizimit të eksperimenteve Përzgjedhja e vendmostrimeve është bërë duke u bazuar në vendburimet kryesore të vendit. Marrja e mostrave për studim është bërë në përputhje më standartet EN ISO 3170, EN ISO 3171, ASTM D (ASTM,1980) dhe me ndihmën e teknikëve që punojnë në këto zona të cilët na kanë ndihmuar dhe këshilluar për përzgjedhjen e vendmostrime. Ky proces është realizuar gjatë periudhës Mostrat janë marrë në dalje të puseve, grupeve të grumbullimit të naftës dhe në dalje të impianteve të dekantimit. Në figurën e mëposhtme është paraqitur bllok-skema e realizimit të eksperimenteve. NAFTA BRUTO Puse Grup naftë Impiant Dekantimi Vendburimi Marinzë % S, Squfuri merkaptan, pika e rrjedhjes, pika e avullimit, numri total i acideve, viskoziteti (30ºC, 50ºC, 70ºC) Distilimi deri në vakum % H20, % Sedimente, densiteti relativ, API, Viskoziteti kinematik, dinamik (ne 30,40,50,60 C) Ndertimi i TVV Distilimi deri në 370ºC 3 fraksione F.V-200ºC, ºC, ºC HPA Aromatikët n-alkanet Fraksioni deri në 370ºC Fraksioni mbi 370ºC Naftalene, Fenentrene, Fluorene, Krizene, Acenaftilene, Antracene,Pirene, Benzo[a] fluorantrene, benzo[k] fluorantrene, perilene, Benzo[a] antracene, Indeo [123cd] pirene, Dibenzo[ab] antracene, Benzo[ghi] perilene BTEX (benzeni,tolueni, p.m.o-ksileni, etilbenzeni) n-c4 deri në n-c38 Aromatikët Asfaltenet Olefinat Të ngopurit Hidrokarburet naftenike Figura 3.1. Bllok-skema e realizimit të pjesës eksperimentale 26

52 Skema e eksperimenteve të mësipërme është realizuar për secilën prej vendburimeve të mëposhtme. Patos Visokë Gorisht Ballsh Kuçovë Usojë Marinzë Cakran- Drenovë Pekisht Nafta bruto e porsa nxjerrë nga nëntoka kalon në disa proçese trajtimi deri në optimizimin e treguesëve cilësorë të saj për përpunime të mëtejshëm në rafineritë e naftës. Trajtimi paraprak i naftës bruto të porsa nxjerrë nga nëntoka ka për qëllim të ndajë prej saj gazin shoqërues të naftës, ujrat shtresorë, argjilat, kimikatet dhe lëndët e tjera tensioaktive të përdorura gjatë proçeseve të nxjerrjes. Naftë bruto Gaze Lënda e trajtuar Nxehje paraprake (paratrajtim) Distilimi Atmosferik Nxehje paraprake (paratrajtim) Distilimi në Vakum Shkripëzim Furra Produkte të gazta Asfalt Figura 3.2. Hapat teknologjike të trajtimit paraprak të naftës bruto deri në rafineri. Në total gjithsej janë marrë 70 mostra naftë bruto nga të gjitha vendburimet e sipërme. Për çdo grup nafte dhe impiant dekantimi janë bërë përzierje në vëllime të barabarta për të krijuar një mostër përfaqësuese të një vendburimi të caktuar. Meqënëse mostrat e marra nga puset kalojnë në grupet e naftës ku bëhet grumbullimi i naftave të puseve për një zonë të caktuar, vendosëm që të studiojmë kryesisht mostrat e naftës nga grupet e grumbullimit meqënëse këto mostra përbëjnë mostra përfaqësuese dhe të puseve të naftës, gjithashtu duke u bazuar dhe në vështirësinë e marrjes së mostrave në dalje të puseve ( të cilat merreshin me një sasi shumë të madhe uji) u vendos që përgjithësisht të studiojmë mostrat e marra në grupet e naftës dhe në impiantet e dekantimit. 3.2 Materiali dhe metodat Përgatitja e mostrave është një nga proceset më të rëndësishme që ndikon në saktësinë e matjes. Me përgatitjen e mostrave kuptojmë paratrajtimin që i bëhet naftës për largimin e sedimenteve, ujit dhe të kripërave. Pa larguar ujin dhe kripërat, distilimi i tyre është i pamundur. 27

53 Figura 3.3. Mostrat e naftave bruto U provua të distilohej naftë e pa paratrajtuar ose e trajtuar në kushte laboratorike, por procesi i distilimit për këto mostra ishte i pamundur sepse tek të gjitha ndodhte fenomeni i përmbytjes se kolonës. Që një mostër naftë bruto të distilohet është e nevojshme që përmbajtja e ujit në naftë të variojë në vlerat 0.5-2%. Metodika e paratrajtimit të mostrave në kushte laboratorike është paraqitur shtojcën C Karakterizimi mbi bazën e të dhënave fiziko-kimike Nafta bruto është një burim natyror shumë i rëndësishëm në ekonominë globale, prandaj dhe është shumë e rëndësishme studimi i cilësisë së saj. Nafta bruto luan një rol të rëndësishëm në proceset e trajtimit në rafineri dhe veçanërisht në produktet të cilat përftohen prej saj. Për të identifikuar produktet që përftohen gjatë përpunimit të naftës bruto është e rëndësishme që vazhdimisht të analizohen karakteristikat fiziko-kimike të naftës. Mostrat e naftës bruto të marra nga vendburime të ndryshme ndryshojnë në parametrat fizike dhe ato kimikë, për shkak te përbërësëve thelbësorë që ndodhen në të. Kështu që studimi i karakteristikave fizike dhe kimike të saj ka një rëndësi shkencore, teknologjike dhe mjedisore. Në vijim do të paraqiten karakteristikat fizike kimike të mostrave të grupeve të naftës dhe impianteve të dekantimit, sipas parametrave të mëposhtëm: Densiteti (gr/cm 3 ). Densiteti në API. Viskoziteti kinematik dhe dinamik në temperature të ndryshme. Përmbajtja e ujit dhe e sedimenteve. Përmbajtja e klorureve Përcaktimi i klasave të hidrokarbureve Për përcaktimin e densitetit relative është përdorur pajisja Anton Paar SVM 3000 (ASTM D ),(ASTM, 1980). Për përcaktimin e vizkozitetit kinematik dhe dinamik është përdorur pajisja Anton Paar SVM Përmbajtja e ujit dhe e sedimenteve është përcaktuar me metodën centrifugale. Përmbajtja e klorureve është përcaktuar me metodën e titrimit. Klasat e hidrokarbureve janë përcaktuar me gaz kromatografi. 28

54 Një pjesë e treguesëve fiziko-kimikë të vendburimit të Marinzës janë realizuar në laboratorë të huaj në Londër dhe Itali, duke qenë se ky vendburimi është më i madhi në Shqipëri Karakterizimi me anë të simulimit. Simulimi parashikon sjelljen e një impianti kimik duke zgjidhur relacionet matematike që përshkruajnë sjelljen e komponentëve përbërës të impiantit. Simulimi i procesit është i nevojshëm për zgjidhjen e problemave që janë të lidhura me projektimin e procesit, analizat e procesit dhe kontrollin e tij (Malollari, 2014). Simulimi është i nevojshëm për çdo proces kimik, sepse me anë të tij arrihet të interpretohen diagramat e procesit, lokalizohen keq funksionimet dhe më e rëndësishmja parashikohet performanca e procesit. Simulimi lejon të studiohet se si ndryshojnë parametrat e procesit, çfarë produktesh do të përftohen dhe në çfarë sasie do të përftohen ato, para se të kalohet në kushtet industriale të prodhimit. Në shumicën e simulatorëve njësitë e procesit llogariten (simulohen) në të njëjtën kohë. Rradha e njehsimeve llogaritet që të jetë konsistente me rrjedhjen e informacionit në diagramën e simulimit. Për të arritur zgjidhjen e problemit, përdoren njësitë e konvergjencës, për të krahasuar vlerat e reja të llogaritura të variablave me vlerat nismëtare të reja. Kështu çdo program simulimi për të realizuar konvergjencën realizon dhjetëra deri në mijëra iteracione, deri sa të arrijë në vlerën përfundimtare. Konvergjenca është procesi i krahasimit të vlerave nismëtare të supozuara me vlerat e njehsuara, derisa të arrihet një vlerë brenda intervalit të tolerancës. Në këtë mënyrë gjendet zgjidhja dhe ndalet interacioni. Simulimi realizohet me anë të diagramës së simulimit. Diagrama e simulimit është një koleksion njësish të simulimit (p.sh., reaktor, kolonë distilimi, ndarës, mikser, shkëmbyes nxehtësie, etj.). Për të konvertuar një diagramë procesi në një diagramë simulimi, zëvendësohen njësitë e procesit me njësitë e simulimit (modelet). Për çdo njësi simulimi caktohet një subrutinë apo (bllok) për të zgjidhur ekuacionet e tij. Çdo simulator ka listën e tij të subrutinave për të modeluar dhe për të zgjidhur ekuacione për shumë njësi procesesh. Me anë të simulimit arrihet të monitorohet dhe të njehsohet prodhimtaria, të menaxhohen pajisjet e impiantit, të vlerësohen madhësitë e pa matura, të zbulohen gjendjet e qëndrueshme, të zvogëlohen gabimet dhe të njehsohet kostoja e procesit. Gjithashtu me anë të simulimit arrihet të optimizohet procesi. Qëllimi i optimizimit është të gjenden variablat në procesin që prodhon vlerat më të mira të kriterit të performancës. Problemet tipike në projektimin e proceseve të inxhinierisë kimike kanë shumë zgjidhje (ndoshta pafundësisht zgjidhjesh). Optimizimi ka të bëjë me zgjedhjen e më të mirës me anë të metodave sasiore efikase dhe me kosto më të ulët. Qëllimi i një problemi optimizimi mund të jetë një impiant, një proces, një njësi operacionale, një pjesë e vetme e pajisjes në atë operacion apo një sistem i ndërmjetshëm. 29

55 Rafineritë moderne përdorin (Chang, 2012) të dhënat laboratorike për të karakterizuar naftën bruto dhe fraksionet e saj. Në këtë studim veçanërisht është përdorur si program simulimi ASPEN HYSYS (Aspen Hysys, 2015). Aspen Hysys është një mjet modelimi gjithpërfshirës i proceseve i cili përdoret nga prodhuesit kryesor të naftës dhe gazit në rafineri dhe nga inxhinierët për simulimin dhe optimizimin e proceseve të përpunimit të naftës. Karakterizimi i nënprodukteve të naftës me anë të programit Aspen Hysys nënkupton përcaktimin e të gjithë kakarakteristikave termofizike të pseudokomponentëve. Meqënëse komponentet aktuale nuk njihen fraksionet që përftohen nga nafta bruto karakterizohen si përzierje e pseudo komponentëve. Çdo pseudokomponent i korespondon disa komponimeve të panjohura aktuale. Pasi përcaktohen këta parametra, pseudo-komponentët mund të trajtohen si çdo komponent i përcaktuar për llogaritjen e parametrave termofizike. Pseudo-komponentët përfaqësojnë intervalin e paracaktuar të temperaturave të vlimit ose intervalin e pikëprerjes në kurbën e vërtetë të vlimit (TVV) për rrymën që studiohet (Chang, 2012). Tre parametra lidhës përdoren së bashku për të përcaktuar vetitë termofizike të pseudo-komponentëve të naftës (API, 2005): pika normale e vlimit, graviteti specifik, dhe pesha molekulare. Barazime në literatura të ndryshme mundësojnë parashikimin e njërit prej këtyre parametrave nga dy të tjerët. Për një pseudo-komponent, këta parametra paraqesin vlerat mesatare për intervalin e pikëprerjes të kurbave të vërteta të vlimit (TVV) të një pseudo-komponenti. Kur sigurohet vetëm densiteti mesatar, simulatorët përcaktojnë densitetet e pseudokomponentëve duke supozuar se faktori K Watson-Murphy është konstant (ose afërsisht konstant) gjatë gjithë intervalit të vlimit të komponentëve të rrymës përkatëse. Faktori K Watson- Murphy llogaritet për pikën mesatare të vlimit të rrymës me barazimin e mëposhtëm. K avg = [ T Bavg ] /sp.gr avg [3.1] ku: T Bavg, sp.gr avg janë respektivisht pika mesatare e vlimit të rrymës dhe densiteti specifik i rrymës në 15.5 C, të cilët përcaktohen nga simulatorë të ndryshëm. Të dhënat e peshës molekulare për rezervat e naftës janë rrallë të disponueshme. Prandaj ato janë përcaktuar nga simulatorët bazuar në pikat normale të vlimit të pseudokomponentëve dhe densitetit. Pesha molekulare është një veti që kërkohet për të siguruar një bilanc të saktë material për diagramën e rrjedhes së procesit. Ka disa korrelacione që përdoren për të vlerësuar peshën molekulare si funksion të pikës së vlimit, densitetit dhe viskozitetit. Viskoziteti është përdorur si parametër në këto barazime për arsye se lidhet mirë me tipin e molekulës që mund të sjellë me tej vlerësimin e peshës molekulare. Në shume raste, përdoren barazime që përdorin pikën e vlimit dhe densitetin e një komponenti të dhënë. Dy barazimet më të përdorshme janë ekuacioni Lee-Kesler, ekuacioni 3.1, dhe korrelacioni Twu, ekuacioni 3.2 deri në 3.10, respektivisht. 30

56 MW ( SG) ( SG) T Tb Tb 7 2 ( SG SG ) Tb T 2 ( SG SG ) MW 0 Tb T b b 12 3 b [3.2] [3.3] SG [3.4] T T ( T T c b b b T T ) b b [3.5] T [3.6] 1 b0 Tc 0 ln( MW ) ln( MW ) 2 1 2f M 1 2fM f SG SG M M 0.5 M Tb [3.7] [3.8] [3.9] 0.5 T b SGM SG SG 0 exp 5 1 [3.10] Me anë të karakterizimit me Aspen Hysys për secilin prej pseudokomponentëve përcaktohen entalpitë, entropitë dhe gjithashtu vetitë kritike si; temperatura kritike (T c ), presioni kritik (P c) dhe faktori acentrik (w) për tipe të ndryshme hidrokarburesh. Pasi kemi përshkruar plotësisht pseudo-komponentët duhet të zgjidhet një model termodinamik (Wenkai, 2005). Meqenëse fusha e modeleve termodinamike është e gjerë, ne kemi zgjedhur të fokusohemi në modelet termodinamike që lidhen vetëm me ndërveprimet hidrokarbur-hidrokarbur, që mund të modelojnë me saktësi shumë njësi në rafineri. Modelet më të zakonshme që përdoren janë EOS. Kur përdorim EOS, të dyja fazat si ajo e gaztë dhe ajo e lëngët përdorin të njëjtin model. Për qëllime të modelimit të ndarjes dhe reaksionit të rafinerisë (Zhang, 2000), modelet EOS më të dobishme vijnë ose nga Peng-Robinson (PR) EOS ose Soave-Redlich-Kwong (SRK) EOS. Si PR dhe SRK EOS janë shembuj të ekucionit të gjëndjes në trajtë kubike. EOS-të kubike janë të shpejtë dhe të thjeshtë për tu përdorur për modelim dhe sigurojnë 31

57 një balancë të mirë midis fuqisë termodinamike dhe saktësisë së parashikimit. Ne kemi përdorur PR EOS nëpërmjet shumë reaksioneve dhe proçeseve të ndarjes në rafineri. Ka dhe shume modele EOS të avancuar që mund të përdoren në kontekstin e modelimit të rafinerisë, por në këtë studim e kemi kufizuar fushën e diskutimit tonë tek PR EOS. Trajtimi EOS është i fuqishëm dhe mund të pasqyrojë presionin e avullit, nxehtësinë e avullimit, densitetin e lëngut dhe kapacitetin nxehës të lëngut duke përdorur relacione standarde termodinamike dhe informacione bazë si vetitë kritike dhe kapacitetet e nxehtësisë së gazit ideal për të gjithë komponentët. Në përgjithësi, PR EOS (Zhang, 2000) bën përcaktime të mira për ekuilibrin për komponentët me temperaturë të ulët dhe mesatare vlimi. PR EOS gjithashtu bën përcaktime të pranueshme për entalpitë e avullit dhe lëngut Vetitë fizike për modelimin e proçesit Për qëllime modelimi kërkohen disa veti termofizike, sepse një model i plotë duhet gjithashtu të bëjë parashikime në lidhje me disa veti të naftës që vërehen zakonisht në rafineri. Zakonisht këto veti të naftës apo të produktit të saj përfshijnë madhësi të tilla si kurba e vërtetë e vlimit (TVV), densiteti mesatar, pesha molekulare, përbërja e komponimeve të lehta, densiteti dhe viskoziteti i fraksioneve të naftës bruto. Këto veti jo vetëm që mund të shërbejnë si indikatorë të cilësisë së produktit dhe shpërndarjes, por gjithashtu mund të kufizohen nga rregullat e përgjithshme të rafinerisë. Ne shpesh mund të justifikojmë përdorimin e modelimit të proçesit në rafineri duke u siguruar që modelet përfshijnë gjithashtu parashikime të këtyre vetive të dobishme të naftës. Në studim kemi zgjedhur këto veti kryesore (Shuncheng, 2001; Liu, 2012) sepse ato paraqesin veti të përbashkëta për shumë tipe metodash korrelacionesh për naftën bruto. 3.3 Literatura Aspen hysys, 2015, V.8.8, ( API Technical Data Book(2005), Vol,II: Thermal Properties& Phase Equilibria. 7 th edition, Epcon International. ASTM D ,ASTM D ,Standard practice for manual sampling of petroleum and petroleum products. Methods for analysis and testing, IP standards for petroleum and its products, Volume 1, Volume 2, Institute of Petroleum London. Chang Ai-Fu, Kiran Pashikanti, Y. A. Liu, 2012, Integrated Process Modeling and Optimization, Auflage Taschenbuch. XXIV, 498 S. Paperback ISBN Liu J. (2012), Predicting the Products of Crude Oil Distilation Columns, A thesis submitted to the University of Manchester in the Faculty of Engineering and Physical Sciences, by Jing Liu, School of Chemical Engineering and Analytical Science. Malollari I., 2014, Leksione Simulimi dhe Optimizimi i procesve Kimike 32

58 Shuncheng JINorman (2001) Optimal Design od Crude Oil Distilation Plants, a dissertation by,shuncheng JINorman, Oklahoma. Zhang, J.,Zhu, X.X&Towler, G.P(2000). A novel modeling and decomposition strategy for overall refinery optimization. Comp.Chem.Eng., 24: Zhang, J.,Zhu, X.X&Towler, G.P(2000). Simultaneous Optimzation Strategy for overall integration in refinery planning, Ind.Eng.Chem.Res, 40: Wenkai, Li&Chi-Wai., Hui&An Xue, Li.(2005). Integrating CDU, FCC nad product blending models into refinery planning. Comput.Chem. Eng., (9),

59 KAPITULLI 4 KARAKTERISTIKAT FIZIKO-KIMIKË TË NAFTËS BRUTO SIPAS VENDBURIMEVE NË SHQIPËRI Ky studim paraqet karakterizimin e fraksioneve deri në 370 C, pra fraksionet e distilimit atmosferik. Për të bërë karakterizimin e nënprodukteve të naftës bruto në fillim duhen të përcaktohen karakteristikat fiziko-kimike të naftës dhe të nënprodukteve të saj. Në varësi të karakteristikave të përcaktuara bëhet klasifikimi i mostrave të studiuara. Në vijim paraqiten treguesit fiziko-kimikë të mostrave në dalje të puseve, në dalje të grupeve të naftës dhe në dalje të impianteve të dekantimit. 4.1 Karakteristikat fiziko-kimike të mostrave të naftës bruto në dalje të puseve Karakteristikat fiziko-kimike të paraqitura në vijim janë realizuar në laboratorët e Fakultetit të Shkencave të Natyrës dhe në laboratorin e komponisë Bankers. Janë paraqitur karakteristikat fiziko-kimike të mostrave të naftës bruto në dalje të puseve, grupeve të naftës dhe në dalje të impianteve të dekantimit Përmbajtja e ujit dhe e sedimenteve të mostrave në dalje të puseve Përqindja e ujit për mostrat e analizuara është paraqitur në figurën 4.1. Tabela 4.1 paraqet përmbajtjen e ujit (%) në puse të ndryshme. Figure 4.1. Metoda e përcaktimit të përmbajtjes së ujit Të dhënat e tabelës 4.1 janë të dhëna të plota mbi tre zonat operuese të vendburimit Patos-Marinzë. Për të vlerësuar nëse një pus ka përmbajtje të lartë të ujit, duhet bërë bilanci i masës për të parë sa naftë prodhon një pus dhe sa % uji ndodhet në të. Në tabelën 4.1 vërejmë se përqindja e ujit është më e madhe sesa sasia e naftës që prodhohet në një pus. Përjashtim bën pusi 5258 ku përmbajtja e ujit është 15%, më e vogël sesa prodhimtaria neto. Përsa i përket sedimenteve, zonat e marra në studim kanë një përmbajtje të ulët të sedimenteve, duke pasur parasysh që sasia e lejuar e sedimenteve është 1-1.5%. 34

60 Tabela 4.1. Përmbajtja në % e ujit dhe e sedimenteve në puse në thellësinë dhe shtresat përkatëse. Nr. Zona Pusi Thellësia (m) Prodh. Neto (m³/ditë) Eficenca pompës (%) H₂O (%) Sed. (%) 1 Kallmi Kallmi Belina Belina Belina Belina Sheqishte Sheqishte Sheqishte Sheqishte m KALLM SHEQISHTE 7.4 BELINE 20.4 MARINEZ 15.2 Figura 4.2. Përqindja e ujit (%) në mostrat përkatëse të naftës bruto në emulsion. Nga figura 4.2 vërehet se zona e Belinës dhe e Marinzës kanë vlerat më të lartë të përmbajtjes së ujit, ndërsa zona e Sheqishtes dhe e Kallmit kanë përmbajtjen më të ulët të ujit Densiteti i mostrave në dalje të puseve MARINEZ BELINE SHEQISHTE KALLM Në figurën 4.3 janë paraqitur të dhënat e densiteteve për mostrat e analizuara. Mostrat e analizuara kanë një densitet të ulët, në të cilën mostra me densitetin më të lartë ( API=12.45) është mostra e marrë në pusin 5459 të zonës së Marinzës. Pusi 2582 në zonën ë Belinës ka një densitet të ulët (0.958 gr/cm 3 ). Duke bërë një krahasim midis densiteteve në API të naftave bruto nga puset me densitetin standard në API=31 (fig.4.3) arrihet në përfundimin se shumica e naftave të analizuara klasifikohen si nafta të rënda. 35

61 Marinez Beline Beline Kallmi Kallmi Sheqishte Sheqishte Vlerat e densiteteve në API Vlera standarte e densitetit në API=31 Figure 4.3. Varacion i densitetit në API të mostrave të naftës bruto në dalje të puseve sipas vendburimeve përkatëse Tabela 4.2 Rezultatet e densitetit për zonën Patos-Marinzë 15, 56 Nr. Pusi Zona d (gr/cm³) API 15, Sheqishte Sheqishte Sheqishte Sheqishte Sheqishte Kallmi Kallmi Kallmi Kallmi Kallmi Belinë Belinë Belinë Belinë Belinë Marinzë Marinzë Marinzë Marinzë Marinzë

62 Sedimentet (%) Sedimentet (%) Xhaklina Cani (2016) Nga tabela e mësipërme për zonën e Sheqishtes densiteti në 15 C varion nga gr/cm 3, për zonën e Kallmit densiteti varion nga gr/cm 3, për zonën e Belinës densiteti varion nga gr/cm 3, ndërsa për zonën e Marinzës nga gr/cm 3. Përgjithësisht këto nafta klasifikohen si nafta të rënda Përmbajtja e sedimenteve të mostrave të naftës bruto në dalje të puseve Nafta nuk mund të përpunohet në rafineri pa largimin e sedimenteve, ujit, kripërave dhe përzierjeve të ndryshme mekanike, sepse prania e tyre shkakton ç rregullime si rritje presioni, ulje të prodhimtarisë dhe harxhim të nxehtësisë në pajisjet që përdoren në rafineri. Në këtë nënçështje është trajtuar përmbajtja e sedimenteve për zonën Patos Marinzë Marinzë Belinë Mostrat e puseve Mostrat e puseve Figura 4.4.Përmbatja e sedimenteve (%) në dalje të puseve në zonat Marinzë dhe Belinë. Në zonën e Belinës, pusi 2582 ka sasinë më të madhe të sedimenteve (0.4%), ndërsa në puset 1831 dhe 2308 sasia e sedimenteve është pothuajse në nivelin gjurmë. Në zonën e Marinzës sasia më e madhe e sedimenteve ndodhet në puset 5408 dhe 5522 (0.30%) dhe sasia më e vogël ndodhet në pusin 5529 (0.1%). 37

63 Mostrat e vendburimeve Sedimentet (%) Sedimentet (%) Xhaklina Cani (2016) Sheqishte Kallmi 0.45% 0.40% 0.35% 0.30% 0.25% 0.20% 0.15% 0.10% 0.05% 0.00% Mostrat e puseve Mostrat e puseve Figura 4.5. Përmbatja e sedimenteve (%) në dalje të puseve në zonat e Sheqishtes dhe Kallmit. Në zonën e Sheqishtes pusi 5314 ka sasinë më të madhe të sedimenteve (0.40%), ndërsa pusi 5315 ka sasinë më të vogël (0.10%). Pusi 859 në zonën e Kallmit ka sasinë më të madhe të sedimenteve (0.30%), ndërsa pusi 963 klasifikohet pa përmbajtje të sedimenteve. Sheqishte Kallm Belinë Marinzë Përmbajtja e sedimenteve (%) në dalje të puseve për zonat; Marinzë, Belinë, Kallm dhe Sheqishte Figura 4.6.Përmbajtja e sedimenteve (%) për katër zonat naftëmbajtëse (Marinzë, Belinë, Kallm dhe Sheqishte) 38

64 Zonat Sheqishte dhe Marinzë (fig.4.6) kanë sasinë më të madhe të sedimenteve (0.24% dhe 0.22%), ndërsa përmbajtja më e ulët e sedimenteve ndodhet në zonat Kallm dhe Belinë (0.14% dhe 0.16%). Ky varacion në vlera vjen si rezultat i shtresave naftënxjerrëse. Sasia e sedimenteve varet nga shtresa nga ajo nxirret, lloji i pompave që përdoren (pompa piston, pompa me shnek) gjithashtu dhe nga metoda që përdoret për nxjerrjen e naftës. Kryesisht rezervuarët me gur gëlqeror dhe dolomite mund të kenë përmbajtje të sedimenteve shumë më të ulëta se rezervuarët ranor, megjithatë përsëri janë të aftë të prodhojnë sasi të mëdha nafte Viskoziteti kinematik në temperaturat (30 C, 40 C dhe 50 C) të mostrave të naftës bruto në dalje të puseve Çdo veprimtari inxhinierike në lidhje me kontruksionin e tubacioneve për transportim kërkon të dhëna për viskozitetin e naftës bruto. Viskoziteti tregon (Riegel, 2007; ASTM D ) aftësinë e rrjedhjes të naftës bruto nga një pikë në një pikë tjetër. Tabela 4.3.Varacion i viskozitetit kinematik i naftës bruto nga puset pas pastrimit në 30 C,40 C, 50 C Nr Pusi Zona Shtresa Vis.Kin Vis.Kin Vis.Kin (mm²/s) 30 C (mm²/s) 40 C (mm²/s) 50 C Belinë D L2 Belinë D L2 Belinë D Belinë D1,D Belinë D1,G6,G5,G Belinë D2,L Belinë D3U Sheqishte D Sheqishte D Sheqishte D Sheqishte G M13 Marinzë M Marinzë M Marinzë D Marinzë M Kallmi D1,D2,D3,D4,D5,M Kallmi D1,D2,D3,D Kallmi D1,D Kallmi D1,D2,D3,D4,D5,M Kallmi D1,D2,D3,D4,D

65 Viskoziteti kinematik (mm 2 /s) Xhaklina Cani (2016) Nga tabela 4.3 shikojmë që në mostrën që i përket pusit 5316 në zonën e Sheqishtes, e cila operon në shtresën Gorani 5 viskoziteti është shumë i lartë aq sa aparati SVM 3000 nuk e lexon vlerën në temperaturat 30 C dhe 40 C. Kjo tregon se këto nafta janë të vështira për t u transportuar në temperatura të ulëta. Ndërsa pusi 2201 në zonën e Belinës ka vlerën më të lartë të viskozitetit (59993 mm 2 /s). Rezultatet e paraqitura në tabelën 4.3 tregojnë se nafta bruto e analizuar në vendburimin Patos Marinzë klasifikohet si një naftë me vlerë të lartë viskoziteti. Kjo nënkupton se ato kanë aftësi që të rrjedhin me shpejtësi të ulët Belin Sheqishte Marinzë Kallm Vendburimet Vis.Kin. (mm²/s) 30 C Vis.Kin. (mm²/s) 40 C Vis.Kin. (mm²/s) 50 C Figura 4.7 Varacion i viskozitetit kinematik (30 C, 40 C, 50 C), i naftës bruto të puseve në vendburimet Belinë, Sheqishte, Marinzë dhe Kallm Në figurën 4.7 janë paraqitur rezultatet për viskozitetin kinematik për mostrat përfaqësuese të katër zonave të studiuara. Nga ky grafik vërehet se zona e Marinzës është zona që ka viskozitetin me të ulët (5000 mm 2 /s) në krahasim me tre zonat e tjera të marra në studim. Ndërsa zona e Belinës është zona që ka viskozitetin më të lartë (45000 mm 2 /s). Në temperaturën 30 C viskoziteti mesatar kinematik për zonën e Sheqishtes ka një vlerë mm 2 /sek, për zonën e Kallmit është mm 2 /sek për zonën e Belinës ka një vlerë mm 2 /sek dhe për zonën e Marinzës është mm 2 /sek. 4.2 Karakteristikat fiziko-kimike të mostrave të grupeve të naftës Në vijim janë paraqitur karakteristikat fiziko-kimike të mostrave të naftës bruto në dalje të grupeve të naftës, me qëllim që të bëhet dhe një krahasim dhe të vërehen ndryshimet që pëson nafta deri në kalimin e saj në rafineri për përpunim. 40

66 4.2.1 Densiteti i naftave bruto të mostrave të grupeve të naftës Në vijim janë paraqitur karakteristkat fiziko-kimike të mostrave të naftës bruto të grupeve të naftës në gjashtë vendburimet kryesore në Shqipëri dhe në katër zonat e vendburimit të Marinzës. Nga tabela 4.4 vërehet se kryesisht naftat klasifikohen si nafta të rënda, përjashtim bën nafta e vendburimti Cakran-Drenovë e cila ka densitetin në API më të lartë se 20, pra klasifikohet si naftë e mesme. Vendburimi i Kuçovës dhe Cakran-Drenovës janë vendburimet me densitetin relative në vlera më të ulëta (densiteti në API më të lartë) në krahasim me vendburimet e tjera. Tabela 4.4 Varacion i densitetit të naftës bruto i grupeve të vendburimeve tona, (në API dhe g/cm 3 në C) Nr. Vendburimi Densiteti në 15 C (gr/cm 3 ) Densiteti në API 1 Pad D(Marinzë) Visokë Patos Ballsh Kuçovë Cakran- Drenovë , 56 Tabela 4.5. Densiteti në API dhe densiteti d të mostrave të naftës bruto në grupet 15,56 e vogla (Sheqishte, Kallm, Belinë dhe Marinzë) 15, 56 Nr. Pad Vendburimi d 15,56 API (gr/cm³) 1 L-26 C Kallm L-29 A Kallm L-26 A Kallm L-26 B Kallm M-28 B Marinzë N-29 C Marinzë N-28 C Marinzë J-27 A Sheqishte O-34 A Belinë O-33 B Belinë O-33 A Belinë O-30 B Belinë O- 31 A Belinë

67 Densiteti (gr/cm 3 ) Xhaklina Cani (2016) Në tabelën 4.5 vërehet se Padi O-30B në zonën e Belinës (0.982 gr/cm 3 ) ka vlerat më të ulëta të densitetit ndërsa Padi L-26A në zonën e Kallmit ka vlerën më të lartë të densitetit (1.007 gr/cm 3 ) Kallm Marinzë Sheqishte Belinë Vendburimet Figura 4.8. Densiteti (gr/cm 3 ) për mostrat përfaqësuese të naftës bruto të vendburimeve Kallm, Marinzë, Sheqishte dhe Belinë Në figurën 4.8 është paraqitur densiteti për mostrat përfaqësuese të zonave të vendmostrimeve të analizuara. Zona e Sheqishtes ka vlerat më të larta të densitetit (1.02 gr/cm 3 ), ndërsa zonat e Marinzës dhe Belinës për grupet e naftës kanë densitetin më të ulët dhe pothuajse të njëjtë (0.996 gr/cm 3 ) Përmbajtja e ujit dhe e sedimenteve të naftave bruto në dalje të grupeve të naftës Grupet e naftës të marra në studim në fillim janë paratrajtuar për të larguar sasinë e ujit që ndodhet në to. Rezultatet eksperimentale për mostrat e grupeve të naftës janë paraqitur në vijim. Tabela 4.6 Përmbatja e ujit dhe e sedimenteve për mostrat e grupeve të naftës Vendburimi Fraksioni ujor pas pastrimit (% vëll) Sasia e sedimenteve pas trajtimit (% vëll) Ujë+S pas trajtimit ( % vëll.) Pad D Visok Patos Ballsh Kuçovë Cakran Nga tabela 4.6 vërehet se metoda e zbatuar për pastrimin e këtyre naftave nga përmbajtja e ujit ka rezultuar një metode efikase përderisa përmbajtja e ujit është në sasi minimale 0-0.1%. Ky fakt tregon se mostrat janë të gatshme për tu analizuar. Duhet të theksohet se me anë të kësaj metode kemi arritur të largojmë ujin e lirë që ndodhet në naftën bruto. 42

68 % H 2 O % H₂O Xhaklina Cani (2016) Përmbajtja e ujit të naftave bruto të grupeve të naftës së vendburimit Marinzë Në Padin-D ( fig.4.9) vërehet se futet naftë bruto me nje përqindje të lartë uji, 30% dhe pas procesit të trajtimit përqindja e ujit reduktohet në 0.2%. Kjo tregon se teknologjia e procesit të ndarjes së ujit ne Pade është e një niveli të lartë, dhe në këtë mënyrë nafta mund të kalojë direkt në shitje me një cilësi shumë të mirë Pad -D (para trajtimit) Pad - D (pas trajtimit) Figura 4.9 Përqindja e ujit në Padin D para dhe pas trajtimit Pad -H (para trajtimit) Pad - H (pas trajtimit) Figura 4.10 Përqindja e ujit në Padin H para dhe pas trajtimit 43

69 Din(mPa.s) Kin mm2/s) Din (mpa.s) Kin (mm2/s) Din (mpa.s) Kin(mm2/s) Din (mpa.s) Kin (mm2/s) Viskoziteti ( mpa s) Xhaklina Cani (2016) Ne Padin-H (fig.4.10) në ditë të ndryshme trajtohet naftë bruto të ndryshme me përqindje të ndryshme uji. Në analizat e kryera vërehet se para trajtimit hyn naftë bruto me përqindje të lartë uji dhe pas trajtimit përqindja ulet Viskoziteti i mostrave të naftës bruto të grupeve të naftës. Në vijim është përcaktuar densiteti dinamik dhe kinematik në temperaturat 30 C, 40 C, 50 C dhe 60 C për gjashte vendburimeve kryesore të analizuara Marinz Visok Patos Ballsh Kucove Cakran Vis në 30 0C Vis në 40 0C Vis në 50 0C Vis në 60 0C Figura Vlerat e viskozitetit dinamik dhe kinematik të mostrave të grupeve të naftës Kjo madhësi fizike varet drejtpërdrejtë nga temperatura dhe sa më e ulët të jetë temperatura aq më shumë viskoz është fluidi. Nga figura 4.11 vërehet se viskoziteti dinamik i mostrës së Visokës (për katër temperaturat varion nga mpa s) duke pasur dhe viskozitetin më të lartë krahasuar me të tjerat, ndërsa viskoziteti dinamik për mostrën e Cakranit (për të katër temperaturat varion nga 9-27 mpa s) dhe për mostrën e Kuçovës (për të katër temperaturat varion nga mpa s). Mostrat e Kuçovës dhe Cakranit janë mostrat me viskozitetin më të ulët krahasuar me të tjerat. Për mosrat e tjera viskoziteti dinamik për të katër temperaturat varion në këto vlera: Marinza [ mpa s], Patosi [ mpa s] dhe zona e Ballshit [ mpa s]. Si përfundim për transportimin e naftës bruto të zonës Cakran dhe Kuçovë kërkohet një kosto më e ulët krahasuar me transportimin e naftës së vendburimeve të Visokës apo Patosit. Kjo madhësi fizike është një tregues i drejtpërdrejtë i cilësisë naftës. Sa më i ulët viskoziteti i naftës aq më e lehtë është proçedura e paratrajtimit, transportimit dhe distilimit të saj. Në Padet e vogla viskoziteti është shumë i lartë, i cili ulet me rritjen e temperaturës (tabela 4.7). 44

70 1. Padi L-26 A i zonës së Kallmit ka një viskozitet më të lartë (17838 mm 2 /s) i cili me rritjen e temperaturës arrin vlerën 1162 mm 2 /s. Viskozitetin kinematik më të ulët e përfaqëson në këtë zonë Padi L-29 A me 9307 mm 2 /s i cili me rritjen e temperaturës arrin vlerën 735 mm 2 /s. 2. Vlera më e lartë e viskozitetit i në vendburimin e Marinzës i përket grupit M-28B (13213 mm 2 /s), ndërsa Padi N-29 C (1857 mm 2 /s) ka vlerën më të ulët të viskozitetit kinematik në këtë zonë. 3.Në zonës e Sheqishtes Padi J-27A ka një vlerë viskoziteti (19389 mm 2 /s) dhe Padi O-33 B në zonën e Belinës ka vlerën më të lartë të viskozitetit krahasuar me padet e tjera në këtë zonë (8941 mm 2 /s). Tabela 4.7.Viskoziteti kinematik për Padet e vogla në temperaturat 30 C,40 C,50 C,60 C për vendburimet Kallm, Marinzë, Sheqishte dhe Belinë Nr. Padi Zona Vis.Kin. Vis.Kin. Vis.Kin. Vis.Kin. (mm²/s)30 C (mm²/s)40 C (mm²/s)50 C (mm²/s)60 C 1 L-26 C Kallmi L-29 A Kallmi L-26 A Kallmi L-26 B Kallmi M-28B Marinzë N-29 C Marinzë N-28 C Marinzë J-27 A Sheqishte O-34 A Belinë O-33 B Belinë O-33 A Belinë O-30 B Belinë O- 31A Belinë Në figurat në vijim paraqitet viskoziteti kinematik në dy grupet e mëdha të vendburimit Patos-Marinzë. Në këto dy grupe janë paraqitur vlerat e densiteteve të përcaktuara në ditë të ndryshme. 45

71 Vis.Kin. (mm²/s)30 C Vis.Kin. (mm²/s)50 C Vis.Kin. (mm²/s)40 C Vis.Kin. (mm²/s)60 C Vlerat e viskozitetit kinematik (mm 2 /s), për Pad-in D në vendburimin e Marinzës, në temperaturat 30⁰C, 40⁰C, 50⁰C, dhe 60⁰C, në ditë të ndryshme Figura 4.12 Viskoziteti kinematik në Padin D të vendburimit Marinzë Në mostrën e marrë në studim viskoziteti kinematik më i lartë në Padin-D në temperaturën 30 C është (mm²/s) kjo vjen duke u ulur me rritjen e temperaturës ku në 60 C është 1409 (mm²/s). Vis.Kin. (mm²/s)30 C Vis.Kin. (mm²/s)50 C Vis.Kin. (mm²/s)40 C Vis.Kin. (mm²/s)60 C Vlerat e viskozitetit kinematik (mm 2 /s), për Pad-in H në vendburimin e Marinzës, në temperaturat 30⁰C, 40⁰C, 50⁰C, dhe 60⁰C, në ditë të ndryshme. Figura 4.13 Viskoziteti kinematik për Padin H të vendburimit Marinzë Në mostrën e marrë në studim, viskoziteti kinematik më i lartë në Padin-H në temperaturën 30 C është (mm²/ s), me rritjen e tempereturës deri në 60 C ai ulet deri në 833 (mm²/s). 46

72 Mostrat Mostrat Xhaklina Cani (2016) Në ditë të ndryshme në grupet e naftës hyjnë nafta të ndryshme. Për të dy grupet e naftës të zonës së Marinzës vlerat e viskoziteteve janë afërsisht të njëjta sepse kryesisht trajtohen nafta të vendburimit në fjalë Përmbajtja e sedimenteve (%) të mostrave të grupeve të naftës (Pad-D,Pad-H ) në zonën Patos-Marinzë Grupi i naftës (Padi-H) Mbetjet e ngurta (%) Grupi i naftës(padi-d) Mbetjet e ngurta (%) Figura 4.14 Përmbajtja e sedimenteve (%) të mostrave të grupeve të naftës së zonës Patos-Marinzë Sasia e sedimenteve varion në vlera të ndryshme dhe pothuajse të përafërta në dy grupet kryesore të naftës (Pad-D dhe Pad-H). Në Padin H dhe D hyjnë nafta me përmbajtje sedimentesh nga 0.01% deri në 0.5%. 4.3 Karakteristikat fiziko-kimike të naftave bruto të impianteve të dekantimit Densiteti relativ ( ) i mostrave të impianteve të dekantimit. Është përcaktuar densiteti i gjashtë mostrave të marra nga impiantet e dekantimit. Tabela 4.8 Densiteti relativ i mostrave të impianteve të dekantimit, (gr/cm 3 ) Nr. Vendburimi (g/ 1 Cakran Drenovë 2 Kuçovë Gorisht Ballsh Patos Marinzë

73 Mostrat janë marrë pas daljes nga impanti i dekantimit, pra mostra të cilat janë të gatshme për shitje. Mostrat e vendburimeve të mësipërme janë mostra të mesatarizuara. Nga tabela e mësipërmë vërehet se mostrat e vendburimit të Patosit dhe Marinzës janë mostrat me densitetin më të lartë ( gr/cm 3 dhe gr/cm 3 ) ndërsa Gorishtit dhe Ballshit janë mostrat me densitetin më të ulët ( gr/cm 3 dhe 0.866gr/cm 3 ). Densiteti në 15⁰C, gr/cm Densiteti në 20 C, Imp.Dekantimi Densiteti në 15 C, Grupe nafte Vendburimet e naftës bruto Figura Paraqitja grafike e densiteteve (gr/cm 3 ) për grupet dhe impiantet e dekantimit të naftës bruto Në tabelën 4.9 janë paraqitur densitet në 20 C për disa impiante dekantimi të analizuara me peshoren Mohr Vestfal (Malja, 2015). Tabela 4.9. Densiteti (gr/cm 3 ) për disa vendburime në vendin tonë Vendburimi Densiteti, (gr/cm 3 ) Cakran-Drenovë Kuçove. Sek.3, D Kuçovë, Gorisht Gorisht, Ballsh(kash) Ballsh(e patrajtuar),transatlantiku Patos 2014,Depo ,Imp.Dekantimi Ballshi, 2012, I.D Kuçove,Sek

74 % H 2 O Xhaklina Cani (2016) Kuçovë,D-2,S Marinzë,Pad-D Marinzë,Pad-H Belinë Meqënëse pjesa më e madhe e naftave të vendit tonë është privatizuar, në tabelën e mësipërme janë paraqitur disa vlera të densiteteve të mostrave marra kryesisht në kompanitë private por edhe në atë shtetërore. Vërehet kryesisht se mostrat e studiuara klasifikohen si nafta të rënda me densitete të larta. Nga tabela e mësipërme vërehet se naftat e zonës Cakran-drenovë, Kuçovë, Kash, Gorisht janë nafta më të lehat krahasuar me zonat e tjera Përmbajtja e ujit në impiantet e dekantimit Imp.Dekantimi (para trajtimit) 0 Inp.Dekantimi (pas trajtimit) Figura Përqindja e ujit në impiantin e dekantimit të zonës Patos-Marinzë para dhe pas trajtimit Në impiantin e dekantimit futet naftë me % H₂O të ulët deri në 2.2% dhe pas trajtimit të saj del naftë me përmbajtje 0.1% ujë. Përmbajtja e ulët e ujit në naftën e papërpunuar ka një vlerë të lartë sepse ulet kostoja e trajtimit të saj dhe rritet cilësia e naftës për përpunimin Viskoziteti kinematik i mostrave për impiantin e dekantimit të zonës Patos- Marinzë. Viskoziteti i ulët ndikon në rrjedhshmërinë e naftës dhe e bën lehtësisht të transportueshme në tubacione dhe autobote. Sigurisht që janë përcaktuar vlerat e viskoziteteve në ditë të ndryshme. Vlerat e ndryshme të viskoziteteve ndikohen nga naftat e ndryshme të cilat trajtohen. 49

75 Vis.Kin. (mm²/s)30 C Vis.Kin. (mm²/s)40 C Vis.Kin. (mm²/s)50 C Vis.Kin. (mm²/s)60 C Viskoziteti kinematik për mostrat e naftës bruto në dalje të impianteve të dekantimit, në 30⁰C, 40⁰C, 50⁰C dhe 60⁰C, në ditë të ndryshme Figura 4.17 Viskoziteti kinematik i naftës bruto në impiantin e dekantimit të vendburimit Marinzë. Në ditë të ndryshme në impiantin e dekantimit trajtohen nafta të ndryshme. Nga figura 4.17 vërehet se vlera më e larta e viskozitetit kinematik në 30 C është mm 2 /s. Nga vlerat arrihet në përfundimin se kryesisht janë nafta viskoze Krahasimi i vlerave fiziko-kimike të përcaktuara midis mostrave të grupeve të naftës dhe impiantit të dekantimit Densiteti (15 C), para trajtimit Densiteti (15 C), pas trajtimit 15, 56 Figura Krahasimi i densitetit relative ( d ) dhe densitetit në API në Padet D, H 15,56 dhe në impiantin e dekantimit. API para trajtimit API pas trajtimit Pad D Pad H Impiant dekantimi

76 Përsa i përket vlerave të densiteteve të grupeve të naftës dhe impianteve të dekantimit para dhe pas trajtimit vlerat pothuajse janë të njëjta nuk kanë ndonjë ndryshim ndikues. Treguesi kryesor i cili ndikohet pas trajtimit të naftës bruto është viskoziteti, i cili është paraqitur në figurën Viskoziteti kinematik (mm2/s), 30 C Viskoziteti kinematik (mm2/s), 40 C Viskoziteti kinematik (mm2/s), 50 C Viskoziteti kinematik (mm2/s), 60 C Pad D Pad H Impiant dekantimi Figura Krahasimi i viskozitetit kinematik në Padet H, D dhe në impiantin e dekantimit (30 C, 40 C, 50 C dhe 60 C ) Në impiantin e dekantimit viskoziteti është më i ulët krahasuar me dy padet e tjera. Kjo ndodh për arsye të largimit të ujit dhe të injektimit të kimikateve ( si p.sh demulgator për të ulur densitetin). Pas procesit të dekantimit treguesit cilësorë të naftës bruto përmirësohen duke ndikuar dhe në optimizimin e procesit të përpunimit të naftës në rafineri Përmbajtja e sedimenteve (%) në impiantin e dekantimit në zonën Patos- Marinzë, rezultate dhe diskutime Ndryshe nga përmbajtja e ujit e cila pas trajtimit ulet. Sasia e sedimenteve nuk ndryshon pas trajtimit të naftës, pra nuk ndikon në përbërjen organike të naftës bruto (Mohamed, 2010). Janë faktorët e mësipërm të cilët sjellin një varacion vlerash në puse, grupe nafte dhe në impiante dekantimi. Në dalje të dy grupeve kryesore të naftës në këtë vendburim, Pad-H ka vlerën më të madhe të sedimenteve (0.266%), ndërsa Pad-D ka vlerën më të ulët (0.215%). Në impiantin e dekantimit vlera është një mesatare e vlerave në dy grupet e naftës. Përmbajtja e sedimenteve nuk ndikon në përberjen organike, faktori më kryesor në trajtimin e naftës bruto është përmbajtja e ujit, e cila duhet të jetë në vlera të ulëta. Përmbatja e sedimenteve për mostrat e studiura ka vlera më të ulëta se 1-1.5%. Këto vlera nuk përbëjnë problem për përpunimin e naftave në rafineri. 51

77 Mostrat Xhaklina Cani (2016) Impianti i dekantimit (Marinzë) Sedimentetet (%) Mbetjet e ngurta(%) Pad- D Pad- H Tan ku Figura Krahasimi i përmbajtjes së sedimenteve (%) në grupet dhe impiantin e dekantimit të zonës Patos-Marinzë 4.4 Përmbajtja e klorureve, rezultate dhe diskutime Përmbajtja e kripërave është e rëndësishme për operacionet e rafinimit. Vlerat e larta të klorureve tregojnë tendencë të lartë korrozioni të naftës bruto. Vlerat e parametrave të studiuara tregojnë se mostrat e analizuara posedojnë potencial të lartë korrozioni. Metoda për përcaktimin e klorureve është metoda potenciometrike. Kryesisht studimet për përmbatjen e klorureve bëhen për efekt studimi të puseve. Teknikët janë të interesuar për ato zona që kanë një përmbajtje të lartë kloruresh, kjo përmbajtje e lartë ndikon në efektet korroduese në pajisjet e ruajtjes dhe të transportimit të naftës bruto. Nga mostrat e marra në studim të paraqitura në grafik shikojmë se vlera më e lartë e klorureve ndodhet në pusin 2303 në zonën e Kallmit me (mg/l) dhe vlera më e ulët ndodhet në pusin 2201 dhe 5097 në zonën e Belinës me 2127 (mg/l), (figura 4.21). Në padet e vogla M 13 në zonën e Marinzës kloruret e ujit të lidhur në naftë pas centrifugimit janë (mg/l). Në padin 5028 L2 vlera e klorureve për vendburimin e Belinës është më e ulëta, 4608 (mg/l). Nga grafiku përmbledhës i katër zonave të studimit të vendburimit Patos-Marinzë, (figura 4.22) vërehet se në zonën e Kallmit kloruret e ujit të lirë në vlera më të ulëta ndodhen në pusin 1765 me 152 (mg/l). Kurse përmbajtja më e lartë e klorureve ndodhet në zonën e Belinës (pusin 5129 me mg/l). 52

78 Marinez Marinez Marinez Marinez Kallmi Kallmi Kallmi Kallmi Kallmi Kallmi Belin Belin Belin Belin Belin Belin Sheqishte Sheqishte Sheqishte Sheqishte Xhaklina Cani (2016) Cl e H₂O të lidhur në naftë pas centrifugimit (mg/l) M L L2 Figura Përmbajtja në mg/l e klorureve të lidhur me naftën. Vlerat e përmbajtjes së klorureve në mostrat e analizuara tregojnë për një tendencë të lartë korrozive. Në padet e vogla të marra në studim kloruret më të larta ndodhen në zonën e Belinës në padin O -24A me (mg/l). Në padin S 74 në zonën e Sheqishtes kemi kloruret më të ulta 242 (mg/l), (figura 4.22). Ndërsa Padi-D dhe Padi-H kanë përkatësisht këtë përmbajtje kloruresh mg/l dhe mg/l. Vërehet se pusi 1765 me 152 mg/l ka përmbajtjen më të ulët të klorureve në ujin e lirë. Ndërsa pusi 5129 në zonën e Belinës ka përmbajtjen më të lartë të klorureve me një sasi mg/l. 53

79 Figure Përmbajtja e klorureve (mg/l) në zonat e Marinzës, Sheqishtes, Kallmit dhe Belinës Marinzë Marinez Belinë Beline Kallm Kallm Sheqishte Figura Përmbajtja e klorureve në ujin e lirë, (mg/l) Si përfundim këto zona të analizuara kanë një përmbajtje të lartë të klorureve e cila ndikon në pajisjet e ruajtjes dhe të transportit. Gjithashtu përmbajtja e ujit është e lartë në mostrat e puseve por pasi nafta bruto kalon në proceset e trajtimit në grupet dhe impiantet e dekantimit ajo është gati për të kaluar në procesin e përpunimt të saj në rafineri. 4.5 Distilimi laboratorik i naftës bruto dhe përcaktimi i kurbave të vërteta të distilimit Për të përcaktuar klasat e hidrokarbureve në naftën bruto në fillim mostrat janë distiluar. Fraksionet e fituara nga distilimi u analizuan me gaz kromatograf (Koçi, 1983) për të përcaktuar klasat e hidrokarbureve. Mostrat u siguruan nga shtatë vendburimet kryesore të vendit tonë; Patos, Ballsh, Marinzë, Cakran-Drenovë, Visokë, Kuçovë dhe Gorisht. Nga secili prej vendburimeve u morën mostra dhe nga grupet e naftës të cilat u paratrajtuan laboratorikisht dhe mostra në dalje të impianteve të dekantimit (të trajtuara në mënyrë industriale). Për distilimin e tyre u përdor standarti ASTM D86 (distilimi Engler). Në fillim u provua të distiloheshin mostrat përfaqësuese të grupeve të naftës. Por gjatë këtij procesi pati shumë probleme përsa i përket distilimit, për shkak se gjatë 54

80 eksperimentit ndodhte fenomeni përmbytjes sepse naftat përmbanin sasi uji megjithëse ishin trajtuar paraprakisht në mënyrë laboratorike. Pavarësisht përdorimit të metodës për paratrajtimin e mostrave të naftës bruto të grupeve të naftës, kjo metodë nuk mjaftoi për largimin e ujit në trajtën e emulsioneve. Në mënyrë që të distilohet naftë bruto në kushte laboratorike është e nevojshme që mostrat të jenë të trajtuara në kushte industriale, sepse vetëm në këtë mënyrë mund të largohet uji i tretur në formën e emulsioneve. Pas përpjekjes për realizimin e distilimit të mostrave të grupeve të naftës u kalua në realizimin e distilimit për mostrat e impianteve të dekantimit. Para procesit të distilimit mostrave të përgatitura i bëhen disa analiza përsa i përket viskozitetit dhe densitetit në mënyrë që të përftojmë një informacion sa më të detajuar për lëndën hyrëse në procesin e rafinimit. Përcaktimi i densitetit për mostrat përfaqësuese të përgatitura të grupeve të naftës dhe të impiantit të dekantimit janë të paraqitur në tabelën 4.8 dhe figurën Metodika e distilimit Aparati paraqitet në figurën 4.24 dhe përbëhet nga: 1. Ngrohësi 2. Baloni 3. Termometri 4. Ftohësi 5. Ena pritëse Për marrjen e distilateve është proceduar me përsëritjen e disitilimit dy herë, njeherë me balon 500 ml (për shkak se nafta bruto është shumë e vështirë të distilohet, u përdor në fillim një balon 500 ml meqënëse se sipërfaqja e kontaktit është më e madhe) dhe më pas me balon 100 ml, për të marrë rezultate sa më të sakta, në përputhje me standartin e distilimit ASTM D86. Për çdo 10 ml distilat përcaktohej temperatura. Procesi vazhdon deri sa temperatura në pjesën e sipërme të balonit për distilimin Engler të arrijë temperaturën C. Gjatë realizimit të eksperimentit është vërejtur se proceset e distilimit kanë luhatje nga vlerat e distilimit me balon 100 ml, prandaj është përsëritur distilimi standard Engler me balon 100 ml për të arritur vlera të sakta. Figura 4.24 Aparat i distilimit Engler(ASTM D86) 55

81 4.5.2 Rezultate dhe diskutime Impianti i dekantimit është njësia e fundit e procesit të paratrajtimit të naftës bruto. Në vijim do të paraqiten kurbat e vërteta të distilimit për të pestë mostrat e analizuara. Karakteristikat e tjera fiziko-kimike të mostrave të impiantit të dekantimit të përdorura për procesin e distilimit janë paraqitur në nënçështjet e mësipërme. Për secilën mostër u morën tre fraksione distilatesh; F.V-200 C, 200 C-300 C dhe 300 C-370 C. Në vijim paraqiten kurbat e vërteta të distilimit për mostrat e analizuara. Rezultatete e distilimit për vendburimin e Marinzës paraqiten më poshtë. Pas distilimit u përftuan 75 ml distilat: Fraksioni 1 (F.V -200 C) 14 ml Fraksioni 2 ( C) 38 ml Fraksioni 3 ( C) 20 ml Rezultetet e distilimit për zonën Gorisht (naftë amonice/solar). Për këtë mostër nga distilimi u përftuan 100 ml distilat. Më poshtë paraqiten vlerat e distilimit Engler. Tabela 4.10 Rezulatet e distilimit Engler për 100 ml distilat të mostrës së Gorishtit V(ml) T( C) Tabela 4.11Rezulatet e distilimit Engler për 60 ml distilat të mostrës së Gorishtit V(ml) F.V M.V T( C) Pas distilimit të dy mostrave u përftuan tre fraksionet e mëposhtme: Fraksioni 1 (F.V -200 C) 66 ml Fraksioni 2 (200 C 300 C ) 61 ml Fraksioni 3 (300 C 370 C ) 23 ml Rezultatet e distilimit për mostrën e Visokës. Nga distilimi i naftës u morën 100 ml distilat, i cili do të distilohet me aparat standard Engler nga ku do të përftojmë 3 fraksione. Fraksionet që u përftuan: Fraksioni 1(F.V-200 C) = 30 ml Fraksioni 2 (200 C-300 C) = 47 ml 56

82 Fraksionit 3 (300 C 370 C) = 20 ml Rezultatet e distilimit për mostrën Cakran-Drenovë. Nga distilimi i parë u morën në total 205 ml të cilat do të distilohen në një aparat Engler standard për të përftuar 100 ml distilat. Tabela 4.12 Rezulatet e distilimit Engler për mostrën Cakran Drenovë, për 100 ml distilat V(ml) T( C) Nga distilimi Engler u përftuan tre fraksione: Fraksioni 1 ( F.V 200 C ) 30 ml Fraksioni 2 ( 200 C C ) 44 ml Fraksioni 3 ( 300 C C ) 26 ml Rezultatet e distilimit për mostrën e Kuçovës. Nga distilimi u përftuan fraksionet e mëposhtme: Fraksioni 1 ( F.V C) 65ml Fraksioni 2 ( 200 C C ) 101 ml Fraksioni 3 ( 314 C C ) 25 ml Në vijim do të paraqisim një grafik përmbledhës për kurbat e distilimit të naftave nga të gjithë mostrat e analizuara Marinzë Gorisht Visoke Visokë Cakran Kucove Kuçovë Perzjerja C-D-V C - D - V Figura Paraqitja e kurbave të distilimit të mostravetë impianteve të dekantimit 57

83 Në grafik përveç mostrave paraqitet gjithashtu edhe kurba e distilimit për një përzjerje (C-D-V) në vëllime të barabarta të mostrave të Cakranit- Drenovës dhe Visokës e cila është realizuar në laboratorin e universitetit të Shkupit, Maqedoni. Rezultatet e distilimit për mostrën Cakran-Drenovë-Visokë Duke parë se mostrat e Visokës dhe Cakran-Drenovë kishin treguesit fiziko-kimikë më optimalë se mostrat e tjera dhe meqënëse klasifikohen si nafta në depozitime qëlqerore, u vendos që të bëhej një përzierje e këtyre mostrave. Për të përcaktuar kurbën e vërtetë të distilimit për këtë mostër u zbatua i njëjti standart (ASTM D86) në laboratorin e universitetit të Shkupit, Maqedoni. Ndryshe nga mostrat e mësipërme, për këtë mostër u morën vlerat e distilimit çdo 1ml dhe fraksionet u grumbullua në provëza 5 ml. Figura Fraksionet (5 ml) e distilimit të përzjerjes Cakran-Drenovë-Visokë Nga kurba e vërtetë e distilimit për mostrën C-D-V (figura 4.25) marrim një informacion të vlefshëm mbi përbërjen e lëndës së parë gjithashtu edhe për ecurinë e procesit në fjalë. Në grafik vihet re një devijim i lakores. Kjo ndodh si rezultat i fenomenit të krekingut. Ecuria e procesit normalizohet në temperatura më të larta. Siç u tha edhe më sipër risia e kësaj prove është matja e densitetit relativ të çdo 5 ml fraksion dhe mundësia e studimit të një numri më të madh fraksionesh të përftuara nga procesi i distilimit të naftës bruto Densiteti dhe viskoziteti i secilit prej fraksioneve të përftuara gjatë distilimit Për të zhvilluar procesin e simulimit me anë të Aspen HYSYS është e nevojshme përcaktimi i densitetit, viskozitetit dhe peshës molekulare për secilin prej fraksioneve të përftuara gjatë procesit të distilimit. Densiteti dhe viskoziteti është përcaktuar me aparatin Anton Paar SVM 3000, ndërsa pesha molekulare më anë të diagramave ASTM D Në mënyrë që të bëhet karakterizimi i naftës bruto është e nevojshme që për secilin prej fraksioneve të përftuara gjatë procesit të distilimit të përcaktohen densitetet, viskozitetet dhe më pas në varësi të këtyre të dhënave të përcaktohet masa molekulare. Me anë të ketij informacioni mund të bëhet karakterizimi i naftës bruto dhe të zbatohen metodat e simulimit me anë të simulatorëvë të ndryshëm, veçanërisht Aspen Hysys për optimizim të procesit. 58

84 Densiteti në, 20⁰C (gr/cm 3 ) Xhaklina Cani (2016) Fraksionet Figura 4.27.Paraqitja grafike e densiteteve të fraksioneve të mostrës Cakran-Drenovë- Visokë Fenomeni i krekingut që u diskutua më sipër vihet re edhe në densitetet e mostrave. Teorikisht densitetet e fraksioneve duhet të vijnë në rritje. Sa më i rëndë të jëtë fraksioni aq më i lartë është dhe densiteti. Në fraksionet 70 ml dhe 75 ml vihet re që fraksionet kanë një vlerë densiteti më të ulët se ajo që parashikohet dhe më pas vihet re stabilizimi i situatës. Figura Paraqitja e disa mostrave të fraksioneve të përftuara gjatë procesit të distilimit. Në figurën e mësipërme paraqiten disa nga fraksionet e procesit të distilimit dhe vihet re një ndryshim i ngjyrës midis tyre. Sa më të lehta të jenë fraksionet aq më të tejdukshme janë ngjyrat e tyre dhe e kundërta sa më të rënda aq më të errëta janë ngjyrat e fraksioneve. Në të njëjtën mënyrë me anë të distilimit Engler u përcaktuan dhe kurbat e vërteta të distilimit për mostrat Ballsh dhe Kuçovë, të cilat bëjnë pjesë në mostra të patrajtuara.gjithashtu dhe për këto dy mostra distilimi Engler u realizua në laboratorin e universitetit të Shkupit në Maqedoni Bilancet materiale të mostrave të distiluara Me anë të bilancit të masës për mostrat e distiluara arrijmë të krijojmë një ide për përbërjen kimike të të gjithë vendburimeve të naftës. Në këtë nënçeshtje do të trajtohen bilancet materiale të mostrave të naftës bruto të distiluara dhe do të bëhet një paraqitje në 59

85 trajtë tabelore se cila nga mostrat përmban më shumë fraksione të lehta, të rënda dhe mbetje. Mostra e Marinzës: Për 36.2% distilat përftohen 7.037% fraksion i parë, 19.1% fraksioni i dytë dhe % fraksioni i tretë. Që do të thotë se për mostrën e Marinzës gjithsej kemi % produkte të bardha në 36.2% distilat. Mostra Gorisht: Për 100 ml distilat janë realizuar dy distilime standard Engler me 100 ml dhe më pas me 60 ml mostër. Për të dy distilimet janë paraqitur fraksionet e përftuara: për % distilat përftohen % fraksion i parë, % fraksioni i dytë dhe % fraksioni i tretë. Që do të thotë se për mostrën e Gorishtit gjithsej kemi % produkte të bardha në 47.87% distilat. Mostra Visokë: Për % distilat përftohen 9.96% fraksion i parë, % fraksioni i dytë dhe 6.64% fraksion i tretë. Që do të thotë se për mostrën e Visokës gjithsej kemi % produkte të bardha në % distilat. Mostra Cakran-Drenovë: Për % distilat përftohen % fraksion i parë, % fraksioni i dytë dhe % fraksion i tretë. Që do të thotë se për mostrën e Cakran-Drenovë gjithsej kemi % produkte të bardha në % distilat. Mostra Kuçovë: Për % distilat përftohen 11.59% fraksion i parë, % fraksioni i dytë dhe 7.534% fraksion i tretë. Që do të thotë se për mostrën e Kuçovës gjithsej kemi % produkte të bardha në 33.42% distilat. Mostrat e realizuar në laboratorin e naftës në Shkup të Maqedonisë janë paraqitur më poshtë. Në këtë laborator janë realizuar distilimet e tre mostrave: 1. Cakran-Drenovë-Visokë (Impiant dekantimi) 2.Ballsh ( mostër e patrajtuar) 3. Kuçovë ( mostër e patrajtuar) Mostra Cakran-Drenovë-Visokë: Për 86 % distilat përftohen 16% fraksion i parë, 59% fraksioni i dytë dhe 11% fraksion i tretë. Që do të thotë se për mostrën e Cakran- Drenovë-Visokë gjithsej kemi 75 % produkte të bardha në 86% distilat. Mostra e Ballshit është marrë para impiantit të dekantimit, pra është e patrajtuar. Për këtë mostër gjatë procesit të distilimit u morën 63 ml distilat. Në fraksionin e parë (F.V- 200 C) u morën 14 ml dhe për fraksionin e dytë ( 200 C- 300 C) u morën 49 ml distilat. Gjithashtu dhe mostra e Kuçovës e analizuar në universitetin e Shkupit është marrë para impiantit të dekantimit. U morën 100 ml lëndë e parë dhe u përftuan 28 ml fraksion i parë (F.V-200 C) dhe 49 ml fraksion i dytë ( 200 C-300 C). 60

86 Tabela Tabela e rezultateve të mostrave të distiluara të impianteve të dekantimit Mostrat Distilat (%) Mbetje (%) Fraksioni 1 Fraksioni 2 Fraksioni 3 Produkte të bardha Kuçovë Cakran Drenovë Visokë Marinzë Gorisht Cakran- Drenovë- Visokë Nga tabela e mësiperme mund të krijojmë një ide të qartë se cila nga naftat është e pasur me produkte të lehta, produkte të rënda dhe me mbetje e cila do të përdoret si lëndë e parë në procesin e distilimit në vakum. Naftat klasifikohen të gjitha të rënda për shkak se të gjitha kanë mbi 50% mbetje. Nafta e Visokës dhe e Kuçovës janë naftat më të rëndë pasi ato kanë sasinë e mbetjes më të madhe krahasuar me mostrat e tjera. Nafta e Cakran Drenovës dhe Gorishtit janë mostrat të cilat kanë sasinë më të vogël të mbetjes. Përqindjen më të lartë të fraksioneve të bardha i ka mostra e Gorishtit, ndërsa mostrat e tjera kanë një përqindje të përafërt më njëra-tjetrën. Të gjitha karakteristikat më optimale ndodhen në mostrën e përgatitur në vëllimë të barabarta e cila është mostra Cakran-Drenovë-Visokë me 14% mbetje dhe me 75 % produkte të bardha. Kjo shpjegohet dhe me faktin se nafta bruto e zonës Cakran- Drenovë klasifikohet si naftë e mesme përsa i përket densitetit dhe bën pjesë në naftat bruto me viskozitetin më të ulët krahasuar me të tjerat. Mostrat me përmbajtjen më të lartë të distilateve janë mostrat e Cakran-Drenovës, Gorisht dhe C-D-V. Nga distilimi i mostrës së Cakran Drenovë Visokë u përfuan 86 ml produkte të lehta. 4.6 Literatura ASTM D445-03, Standard test method for kinematic viscosity of transparent and opaque liquids (and the calculation of dynamic viscosity). ASTM D 7042, Standard test method for dynamic viscosity and density of liquids by stabinger viscometer, (and calculation of kinematic viscosity) ASTM D 86, Standart Test Method for distillation of Petroleum Products and Liquid Fuels at Atmospheric Pressure. KoçiK., Disertacioni i (1983), Karakteritika të përbërjes hidrokarburike grupore e individuale të naftave të vendburimeve të ndryshme të vendit tone. 61

87 Malja A. (2015), Drushku S., Beqiraj I., Praktika Laboratorike në Teknologjinë Kimike Organike ;39:80 Mohamed A., Fahim., Taher A., Alsahhaf, and Amal Elkilani,2010. Fundamentals of petroleum refining, ISBN: ; Riegel, Emil and Kent, James (2007). Kent and Riegel's handbook of industrial chemistry and biotechnology, Volume 1. New York: Springer:

88 KAPITULLI 5 PËRCAKTIMI I KLASAVE TË HIDROKARBUREVE NË NAFTAT BRUTO ME ANË TË GAZ KROMATOGRAFISË Teknika më e rëndësishme për ndarjen e komponimeve në naftën bruto, karakterizimin dhe indentifikimin e saj është metoda me Gas Kromatograf (GC), (Dettmer-Wilde, 2014; Maldonado, 2006) me detektor me jonizim flake (FID) dhe GC-MS (Ian, 2000; Thomas, 2011). Mostrat e naftës bruto janë përzierje komplekse në të cilat pikat e vlimit të komponenetëve variojnë në një interval të gjërë deri në disa qindra gradë. Ndarja e plotë e këtyre mostrave komplekse në komponime individuale është e vështirë ose pothuajse e pamundur pa një gaz kromatograf me resolucion të lartë për përcaktimin e tyre. 5.1 Metodika e përdorur Për të përcaktuar komponentët përbërës të naftave bruto të vendit tonë, u morën pesë mostra në dalje të impianteve të dekantimit ( Marinza, Kuçova, Gorishti, Cakran-Drenovë dhe Visoka) dhe dy mostra në hyrje të impianteve të dekantimit ( Ballshi dhe Kuçova). Në fillim mostrat u distiluan dhe u ndanë në tre fraksione (Vendeuvre, 2004; Koçi, 1983); F.V-200 C, C dhe C. Për eksperiment u përdor aparati Varian 450 GC, i pajisur me injektor PTV dhe dedektor me jonizim në flakë (FID) i paraqitur në figurën 1. Ndarja e komponimeve të hidrokarbureve u krye në kolonën kapilare VF-1ms (30 m gjatësi x 0.33 mm me diametër të brendshëm x 0.25 μm film), e përshtatshme për ndarjen e tyre. Figura 5.1. Gaz kromatografi Varian 450 GC, i pajisur me injektor PTV dhe dedektor me jonizim në flakë (FID) Metodika e analizës me gaz kromatograf është paraqitur në shtojcën C. 5.2 Kromatogramet për mostrat e naftës bruto Në vijim janë paraqitur kromatogramet për distilatet që u përftuan pas distilimit ASTM D 86 të naftave bruto. Për lehtësi përdorimi mostrat u identifikuan si më poshtë: 63

89 Tabela 5.1. Emërtimi i mostrave të naftës bruto për analizën me gaz kromatograf Venburimi i mostrës Kuçovë, Sektori 4, Depo 2 Cakran-Drenovë Visokë Marinzë Gorisht Ballshi (para impiantit të dekantimit) Kuçovë (para impiantit të dekantimit) Emërtimi M1 M2 M3 M4 M5 M6 M Kromatogramet e fraksioneve të naftave bruto të distiluara Në vijim paraqiten kromatogramet e tre fraksioneve kryesore të mostrave të përftuara nga distilimi me metodën ASTM D86. 1,150,000 µv zhaklina 178.DATA 1,100,000 1,050,000 1,000, , , , , ,000 Etilbenzeni 700,000 p-x 650, , , , ,000 m-x Naftalene 400, , ,000 o-x 250, , , ,000 50,000 0 RT [min] Figura 5.2. Fraksioni i parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M1 (Kuçovë, impiant dekantimi) µv zhaklina 178.DATA 170, , ,000 C12 C14 140, ,000 C16 120, ,000 Pirene C18 100,000 90,000 Benzo [a] 80,000 Krizene 70,000 antracene 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10, ,000-20,000 RT [min] Figura 5.3.Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M1 (Kuçovë, impiant dekantimi) 64

90 75,000 70,000 65,000 µv C20 C22 zhaklina 178.DATA 60,000 55,000 C24 50,000 45,000 C26 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 C28 C30 C32 C34 C36 C38 10,000 5, RT [min] 54 Figura 5.4. Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - >370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M1 (Kuçovë, impiant dekantimi) 1,100,000 1,050,000 1,000, , , , , , , , , , , , , , , , , , ,000 50,000 µv C4 C5 p-x m-x o-x Etilbenzeni zhaklina 278.DATA Naftalene 0 RT [min] Figura 5.5. Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M2 (Cakran-Drenovë, impiant dekantimi) 600, ,000 µv zhaklina 278.DATA 500, , , , , , , , ,000 C12 Benzo [a] antracene Pirene C14 Krizene C16 C18 50, , ,000 RT [min] Figura 5.6. Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M2 (Cakran- Drenovë, impiant dekantimi) 65

91 340,000 µv 320, , , , , , , , , , , ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 zhaklina 278.DATA C20 C22 C24 C26 C28 C30 C32 C34 C36 C ,000-40,000 RT [min] Figura 5.7. Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M2 (Cakran-Drenovë, impiant dekantimi) 1,050,000 1,000, , , , , , , , , , , , , , , , , , ,000 50, ,000 µv p-x 4 m-x o-x 4.5 Etilbenzeni zhaklina 378.DATA Naftalene RT [min] Figura 5.8. Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M3 (Visokë, impiant dekantimi) 320,000 µv zhaklina 378.DATA 300, , , , , , , , , ,000 C12 Benzo [a] Pirene antracene C14 Krizene C16 C18 100,000 80,000 60,000 40,000 20, ,000-40,000 RT [min] Figura 5.9. Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M3 (Visokë, impiant dekantimi) 66

92 320,000 µv 300, , , , , , , , , , ,000 80,000 60,000 40,000 zhaklina 378.DATA C20 C22 C24 C26 C28 C30 C32 C34 C36 C38 20, ,000-40,000 RT [min] Figura Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M3 (Visokë, impiant dekantimi) 180,000 µv 170, , , , , , , ,000 90,000 80,000 p-x Etilbenzeni zhaklina 478.DATA Naftalene m-x o-x 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 0 RT [min] Figura Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M4 (Marinzë, impiant dekantimi) 110, , ,000 95,000 90,000 85,000 80,000 75,000 70,000 65,000 60,000 55,000 50,000 45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 µv C12 Pirene Benzo [a] C14 antracene Krizene zhaklina 478.DATA 0 RT [min] C16 C18 Figura Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M4 (Marinzë, impiant dekantimi) 67

93 45,000 40,000 µv C20 zhaklina 478.DATA 35,000 C22 30,000 C24 25,000 20,000 15,000 C26 C28 C30 10,000 C32 C34 C36 C38 5,000 0 RT [min] Figura Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M4 (Marinzë, impiant dekantimi) 1,700,000 µv zhaklina 578.DATA 1,600,000 1,500,000 1,400,000 1,300,000 1,200,000 1,100,000 1,000,000 Etilbenzeni 900, , , ,000 p-x Naftalene 500, , , ,000 m-x o-x 100,000 0 RT [min] Figura Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M5 (Gorisht, impiant dekantimi) 400, , , , , , , , , , , , , , , ,000 80,000 60,000 40,000 20, ,000-40,000-60,000-80,000 µv 8 9 C12 10 Benzo [a] antracene Pirene C14 Krizene C C18 zhaklina 578.DATA RT [min] Figura Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M5 (Gorisht, impiant dekantimi) 68

94 260, , , ,000 µv zhaklina 578.DATA 180, ,000 C20 140, , ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 C22 C24 C26 C28 C30 C32 C34 C36 C ,000-40,000 RT [min] Figura Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M5 (Gorisht, impiant dekantimi) 400, , , , , , , , , , , , , , , ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 µv p-x m-x o-x Etilbenzeni Naftalene ballsh zhaklina78.data 0 RT [min] Figura Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M6 (Ballsh, para impiantit të dekantimit) 140,000 µv ballsh zhaklina78.data 130, ,000 C12 110, ,000 90,000 80,000 70,000 60,000 50,000 Pirene Benzo [a] antracene C14 Krizene C16 C18 40,000 30,000 20,000 10, RT [min] 25 Figura Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M6 (Ballsh, para impiantit të dekantimit) 69

95 50,000 µv ballsh zhaklina78.data 45,000 C20 40,000 C22 35,000 30,000 25,000 20,000 C24 C26 C28 C30 C32 C34 C36 C38 15,000 10,000 5,000 0 RT [min] Figura Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M6 (Ballsh, para impiantit të dekantimit) 1,000, , , , , ,000 µv kucove zhaklina78.data 700, ,000 Etilbenzeni 600, ,000 p-x 500, , , , , , , , ,000 50,000 0 m-x o-x Naftalene RT [min] Figura Kromatogrami për fraksionin e parë, F.V- 200 C (C 1 -C 8, BTEX, Naftalene, Antracene) për mostrën M7 (Kuçovë, para impiantit të dekantimit) 170, , ,000 µv C12 kucove zhaklina78.data 140, , , , ,000 90,000 80,000 70,000 60,000 Pirene Benzo [a] antracene C14 Krizene C16 C18 50,000 40,000 30,000 20,000 10, , RT [min] 26 Figura Fraksioni i dytë, 200 C -300 C (C 10 -C 18 + HPA ), për mostrën M7 (Kuçovë, para impiantit të dekantimit) 70

96 90,000 µv kucove zhaklina78.data 80,000 70,000 C20 60,000 C22 50,000 40,000 30,000 20,000 C24 C26 C28 C30 C32 C34 C36 C38 10, ,000-20,000 RT [min] Figura Kromatogrami për fraksionin e tretë, 300 C - > 370 C (> C 20 + HPA ), për mostrën M7 (Kuçovë, para impiantit të dekantimi) Rezultate dhe diskutime Për mostrat totale të naftës bruto kromatogramet dhe përqindjet e secilit prej komponentëve janë paraqitur në shtojcën B. Për mostrën M1 janë zbuluar gjithsej 393 komponentë, për mostrën M2 jane përcaktuar 383 komponentë, për mostrën M3 janë përcaktuar 386 komponentë, për mostrën M4 janë përcaktuar 398, për mostrën M5 janë përcaktuar 373. Ndërsa për mostrat M6 dhe M7 janë përcaktuar 385 dhe 391 komponentë. Por në këtë studim janë identifikuar vetëm ato komponentë që kanë rëndësi për karakterizimin e naftës bruto. Në tabelën 5.2 nafta bruto e vendburimit të Gorishtit, Kuçovës (impiant dekantimi) dhe Visokës ka një përmbatje më të lartë të benzenit, ndërsa nafta bruto e vendburimit të Kuçovës (naftë e patrajtuar) ka përmbajtje të ulët të benzenit krahasuar me naftat e vendburimeve të tjera. Nafta e vendburimit të Gorishtit dhe Cakran-Drenovës kanë një përmbajtje të lartë të toluenit, ndërsa Marinza dhe Ballshi kanë një përmbajtje të ulët të toluenit. Përmbajtja më e lartë e etilbenzenit paraqitet në vendburimin Cakran-Drenovë, ndërsa në sasi më të vogël në vendburimin e Marinzës dhe Kuçovës (naftë e patrajtuar). Ksileni paraqitet në përmbatje më të lartë në mostrën e Kuçovës dhe Cakran-Drenovës, ndërsa me përmbajtje më të ulët në vendburimet e Gorishtit dhe të Ballshit. Përsa i përket shpërndarjes së n-alkaneve nga tabela 5.2 cilësohet përmbatja e n-c 9 në sasi më të madhe krahasuar me komponentët e tjerë përbërës për të gjithë mostrat e studiuara. Përmbatja e n-alkaneve nga C 12 deri në C 18 ndodhet në sasi më të madhe në vendburimin Cakran-Drenovë. Vendburimet Cakran-Drenovë dhe Gorisht kanë përmbatjen më të lartë të n-alkaneve nga C 20 deri në C 32. Përmbatja më e lartë e n-c 34 ndodhet në naftën e Ballshit, naftë e patrajtuar (1.37%), ndërsa e n-c 36 ndodhet në zonën e Kuçovës (naftë e patrajtuar), 1.25%. 71

97 Tabela 5.2 Komponimet përbërëse të fraksioneve të përftuara nga distilimi i mostrave të naftës bruto Njësia (%) Kuçovë (M1) Cakran- Drenovë Visokë Marinzë Gorisht Ballsh Kuçovë (M7) Komponimet volatile Benzeni Tolueni Etilbenzeni Ksileni Totali Shpërndarja e n-alkaneve Kuçovë Cakran- Drenovë Visokë Marinzë Gorisht Ballsh Kuçovë n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c n-c Totali Shpërndarja e HPA Naftalene Fenantrene Fluorene Krizene Acenaftilene Antracene Pirene Benzo[b]fluorantrene

98 Benzo[k]fluorantrene Perilene Benzo[a]antracene Indeo[123cd]Pirene Dibenzo[ab]Antracene Benzo[ghi]Perilene Totali Shënim: përfshin orto,meta dhe para-ksilenin Përsa i përket shpërndarjes së hidrokarbureve policiklike aromatike vendburimet kanë këto karakteristika; Kuçova (impiant dekantimi) ka një përmbajtje më të lartë të pireneve (3.48%) dhe benzo[a] antracene (3.79%), Cakran-Drenovë ka një përmbajtje të lartë të naftaleneve (5.14%) dhe benzo[a] antracene (4.19%), Visoka ka një përmbajtje të lartë të naftaleneve (3.8%), benzo [b] fluorantrene (3.79%) dhe benzo [a] antracene (4.48%), Marinza ka një përmbajtje të lartë të naftaleneve (4.411%) dhe benzo[a] antracene (4.364%), Ballshi ka një përmbajtje të lartë të naftaleneve (4.824%), pireneve (4.387%) dhe benzo[a] antracene (4.441%), ndërsa Kuçova ka një përmbajtje të lartë fenantreneve (4.399%), fluoreneve(4.609%) dhe antraceneve(4.012%). Kuçovë(M7) Ballsh Gorisht Marinzë Visokë Cakran-Drenovë Kuçovë(M1) Figura Përmbajtja e BTEX nënaftat bruto të vendburimeve tona Naftat bruto të vendburimeve Gorisht dhe Cakran-Drenovë kanë përmbajtjen më të lartë të BTEX, ndërsa naftat bruto të vendburimeve të Kuçovës dhe Ballshit kanë përmbajtjen më të ulët të BTEX. 73

99 Vendburimet Vendburimet e analizuara Xhaklina Cani (2016) Kuçovë(M7) Ballsh Gorisht Marinzë Visokë Cakran-Drenovë Kuçovë(M1) Shpërndarja e n-alakaneve (%) Figura Përmbatja e n-alkaneve të naftave bruto të vendburimeve tona. Vendburimet Cakran-Drenovë dhe Gorisht kanë përmbajtjen më të lartë të n-alkaneve, përkatësisht % dhe 81.41%. Vendburimet Visokë dhe Kuçovë (M1) kanë një përmbajtje të njëjtë të n-alkaneve, përkatësisht 59% dhe 58%. Ndërsa vendburimet e Marinzës dhe Ballshit kanë përmbajtjen më të ulët të n-alkaneve, përkatësisht 45.92% dhe 48.37%. Kuçovë(M7) Ballsh Gorisht Marinzë Visokë Cakran-Drenovë Kuçovë(M1) Përmbajtja e HPA, % Figura Përmbatja e HPA (%) të naftave bruto të vendburimeve tona Nafta bruto të vendburimeve të Kuçovës (naftë e patrajtuar, M7) dhe Visokës kanë përmbajtjen më të lartë të HPA, përkatësisht % dhe 36.87%. Përsa i përket naftave të vendburimeve të tjera përmbatja e HPA është pothuajse e njëjtë, zona e Ballshit ka përmbajtjen më të ulët prej 34.12%. 74

100 Komponime përbërëse (%) Xhaklina Cani (2016) BTEX Shpërndarja e n-alkaneve Shpërndarja e HPA Figura Përmbajtja e BTEX, n-alkaneve dhe HPA për vendburimet e naftave bruto të studiuara Përmbatja më e lartë e BTEX ndodhet në zonën Cakran-Drenovë dhe përmbajtja më e ulët në zonat e Kuçovës (naftë e patrajtuar) dhe Ballshit (naftë e patrajtuar). Naftat e vendburimeve Cakran-Drenovë dhe Gorisht kanë përmbajtjen më të lartë të n- alkaneve, ndërsa zonat e Visokës dhe Kuçovës e patrajtuar kanë përmbajtjen më të lartë të hidrokarbureve policiklike aromatike. Përsa i përket shpërndarjes së n-alkaneve, komponimet n-c 9 (12.361%), C 20 (6.731%), C 22 (5.812%) dhe C 12 (5.273%) ndodhen në sasi më të madhe në mostrën M1 (Kuçovë), ndërsa në sasi më të vogël komponimet nga C 32 (0.795%) deri në C 38 (0.217%). Për mostrën M2 (Cakran-Drenovë), në të njëjtën mënyrë si për mostrën M1 (Kuçovë), komponimet n-c 9, n-c 20, n-c 22 dhe n-c 12 ndodhen në sasi më të madhe ndërsa në sasi më të vogël komponimet n-c 32 dhe n-c 38. Por krahasuar me mostrën M2 (Cakran-Drenovë) sasia e komponimeve kryesore është në përqindje më të lartë sesa në mostrën M1. E njëjta gjë vërehet dhe në mostrat e tjera. Ndryshim përbëjnë mostrat M2 (Cakran- Drenovë) dhe M5 (Gorisht) në të cilat sasia e komponentit n-c 9 është më e ulët krahasuar me mostrat e tjera, % dhe 7.193%, respektivisht, ndërsa komponentët n-c 20, n-c 22 dhe n-c 12 kanë sasinë më të madhe krahasuar me të tjerat, respektivisht 11.55%, 8.22% dhe 9.44% për naftën e vendburimit të Gorishtit. Përsa i përket HPA sasia më e madhe ndodhet në mostrat M7 (36.268%), M3 (36.888%) dhe M7 (36.268%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet në mostrën M6 ( %) Përmbajtja e fraksioneve në kromatogramet e mostrave totale Në secilën prej mostrave totale të përftuara pas distilimit janë paraqitur përqindjet e secilit prej fraksioneve (F.V-200 C), (200 C-300 C) dhe (300 C-370 C). 75

101 Tabela 5.3. Përqëndrimet e secilit prej tre fraksioneve për kromatogramet e mostrave totale Mostrat M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 Fraksioni Fraksioni Fraksioni Totali Nga tabela 5.3, vërehet se mostra M7 (Kuçovë e patrajtuar) ka përmbajtjen më të lartë të fraksionit të parë (42.342%). Mostra M2 (Cakran-Drenovë) ka përmbajtjen më të lartë të fraksionit të pare dhe të dytë. Nga analiza me gaz kromatograf vërehet se kryesisht mostrat e vendit tonë kanë një përmbajtje të lartë të fraksioneve të lehta dhe një përmbajtje të ulët të fraksioneve të rënda (nga 6.48% në %). Ndoshta ky rezultat vjen për arsye sepse gjatë procesit të distilimit është marrë një sasi më e madhe e fraksioneve të lehta, deri në 300 C dhe nga 300 C-370 C është marrë një përqindje e vogël e këtyre fraksioneve. Kjo ka ndodhur sepse distilimi nuk ka vazhduar mbi 370 C. Që procesi i distilimit të vazhdonte mbi 370 C duhej që procesi të zhvillohej në vakum, të cilën ne nuk arritëm ta realizonim. Në mostrën M5 (Gorisht) kemi një shfrytëzim më optimal të produkteve sepse kemi një total prej % me % produkte të bardha. Pra nga 33.42% distilat të përftuar nga procesi i distilimit për mostrën M1(Kuçovë, Impiant Dekantimi), % për mostrën M2 (Cakran-Drenovë), % për mostrën M3 (Visokë), 36.2% për mostrën M4 (Marinzë), % për mostrën M5(Gorisht), 63% për mostrën M6 (Ballsh) dhe 77% për mostrën (Kuçovë, e patrajtuar) përftohen fraksionet për secilën prej mostrave të paraqitura në tabelën 5.3. Naftat klasifikohen në këto nëntipe:(koçi, 1983) 1. nafta me bazë parafinike ose parafinike naftenike. Karakteristikë e këtyre është përmbajtja e lartë e n-alkaneve. 2. nafta me bazë parafinike-naftenike ose naftenike-parafinike. Karakteristikë kryesore e këtyre naftave është mbizotërimi i izoprenoideve mbi n-alkanet. Nafta me bazë parafinike-naftenike ose naftenike-naftenike. 3. nafta me bazë parafinike-naftenike ose naftenike-naftenike. 4. nafta me bazë naftenike-naftenike ose naftenike-aromatike. Karakteristikë e këtyre naftave është përmbajtja shumë e ulët e n-alkaneve dhe alkaneve izoprenoide si dhe përmbajtja e lartë e cikloalkaneve. Nga tabela e mësipërme vërehet se të gjitha mostrat e analizuara kanë një përmbajtje mbi 40 % të n-alkaneve, pra në këtë mënyrë të gjitha klasifikohen në grupin e naftave me përmbajtje të lartë të aromatikëve dhe alkaneve. Mostrat M2 (Cakran-Drenovë) dhe M5 (Gorisht) kanë përmbajtjen më të lartë të n-alkaneve, % dhe 81.04% përkatësisht. 76

102 Komponimet,% Xhaklina Cani (2016) Ndërsa mostra me përmbajtjen më të lartë të komponimeve organike volatile është mostra M2 (Cakran-Drenovë), % M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 Mostrat n-c9 n-c20 n-c22 n-c12 n-c32 n-c38 Figura Përmbajtja e komponimeve kryesore të mostrave të analizuara me GC. Nga figurat 5.27 vërehet se kemi një përmbajtje të lartë të n-c 9, n-c 20 dhe një përmbajtje të ulët të komponimeve të rënda, n-c 32 deri në n-c 38. Duke u bazuar në përmbajtjen e aromatikëve dhe n-alkaneve, naftat e vendburimeve tona mund të klasifikohen në këtë mënyrë: Naftat e vendburimit Cakran-Drenovë dhe Gorisht si nafta më një përmbajtje të lartë të aromatikëve dhe n-alkaneve, ndërsa naftat e vendburimeve të Marinzës, Ballshit dhe Kuçovës e patrajtuar kanë përmbajtjen më të ulët të aromatikëve dhe n-alkaneve. Përsa i përket përmbajtjes së HPA, naftat e vendburimeve Cakran-Drenovë, Visokë dhe Kuçovë klasifikohen si nafta më një përmbajtje të lartë të HPA, ndërsa naftat e vendburimit Marinzë dhe Gorisht klasifikohen si nafta me përmbajtje të ulët të HPA. Gjithashtu disa prej naftave të vendit tone klasifikohen dhe si nafta normale, me një përmbajtje të lartë të n-alkaneve dhe produkteve të bardha, të cilat janë naftat e vendburimeve Cakran-Drenovë dhe Gorisht Përcaktimi i karakteristikave fiziko-kimike të vendburimit të Marinzës Një nga vendburimet më të rëndësishme në vendin tonë është vendburimi i Marinzës. Marinza është një zonë me potenciale të madhe nafte dhe investitorët e huaj kanë bërë shumë investime. Për rëndësinë që ka kjo zonë janë bërë dhe më shumë analiza dhe eksperimente për përcaktimin e karakteristikave fiziko-kimike. Këto eksperimente janë realizuar në Londër dhe Itali (si rezultat i bashkëpunimit me kompaninë Bankers). Për përcaktimin e karakteristikave fiziko kimike në laboratore të huaja, Londër dhe Itali, janë përcaktuar këto karakteristika të naftës bruto: 1. TVV (Pika e vërteta e vlimit) në C dhe F. 2. Fraksionet në (% peshe dhe % vëllimi). 77

103 3. Përmbajtja e sedimenteve, vëllimi i ujit dhe përmbajtja S&Ujë. 4. Squfuri total % peshe, numri total i acideve (mg KOH/g), mbetja e karbonit Konradson,% peshe. 5. Densiteti dhe viskoziteti ne 30 C, 50 C dhe në 70 C, pika e rrjedhjes ( C), pika e avullimit ( C). 6. Përcaktimi i përmbajtjes së aromatikëve % peshe, olefinave % peshe dhe komponimeve të ngopura % peshe. 7. Përcaktimi i përmbajtjes së kripës si NaCl g/m 3, squfuri merkaptan (mg/kg), dhe pika e flakërimit në C. 8. Përcaktimi i të ngopurve %, aromatikët %, rrëshirave %, asfaltenet % peshe. Për këtë vendburim janë marrë në studim 10 puse dhe një mostër nga impianti i dekantimit Marinzë. Tabela 5.4. Karakteristikat fiziko - kimike të vendburimit të Marinzës. Metodat Testet Njësia Rezultatet ASTM D 1298 Densiteti në 15 C kg/ Llogaritur Graviteti API në 60 F Nr ASTM D 4294 Përmbajtja e squfurit % m/m UOP 163 Merkaptanet e squfurit mg/kg 624 UOP 163 S mg/kg < 1 ASTM D 4629 Azoti total mg/kg 1650 ASTM D-4530 Mbetje e Karbonit % m/m Konradson ASTM D 323 Presioni i avujve Reid Kpa ASTM D-5853 Pika e rrjedhjes C + 3 ASTM D-445 Viskoziteti në 25 C m 9534 ASTM D-445 Viskoziteti në 50 C m 1029 UOP 375 Faktori K i UOP Nr 11.2 ASTM D 664 Numri total i acideve mgkoh/gr BP 237 Dylli % m/m 0.16 ASTM D 7691 Nikeli mg/kg 80 ASTM D 7691 Vanadiumi mg/kg 621 ASTM D 7623 Mërkuri mg/kg < 1 IP 143 Asfaltenet % m/m ISO 6425 Hiri % m/m IP 77 Përmbajtja e kripës mgnacl/l 250 ASTM D 4006 Uji % m/m 1.80 ASTM D 4007 Sediment & Ujë % v/v 2.10 ASTM D-93 Pika flakërimit C 32 78

104 U kryen studime mbi naftën bruto të marra nga puset 5190, 5358, 5269, 5360, 5114, 5146, 5138, 5430, 5059, 5167 dhe nga impianti i dekantimit i zonës së Marinzës të formacionit Driza & Marinza me objektivat e mëposhtëm : 1. Përgatitja e naftës bruto për analiza karakterizimi, pastrimi nga uji dhe sedimentet. 2. Karakterizimi i naftës bruto për të siguruar të dhëna të detajuara nga analizat fizike dhe kimike. 3. Kryerja e testeve për naftën bruto si analizë të plotë dhe përfundimtare të frasioneve të ndryshme të naftës bruto të distiluar. 4. Përcaktimi i parametrave fizike të naftës bruto si densiteti, densiteti në API, viskoziteti në temperature të ndryshme dhe pika e rrjedhjes. U kryen një seri testesh për të përcaktuar parametrat kimikë dhe fizikë të 10 mostrave me naftë bruto dhe të një mostre përfaqësuese të të gjithë mostrave të naftës bruto për zonën e Marinzës. Në bashkëpunim me laboratorin Weatherford janë analizuar 10 mostra, nga të cilët 9 ishin puse individuale dhe vetem një mostër ishte një mostër përfaqësuese e vendburimit. Rezultatet e mostrave janë paraqitur në tabelat në vijim Përmbajtja e ujit dhe sedimenteve para dhe pas pastrimit Në vijim janë paraqitur karakteristikat e analizuara. Mostra nga puset e naftës Tabela.5.5 Përmbajtja e ujit dhe sedimenteve para dhe pas pastrimit Ujë % Sedimente % Para trajtimit Emulsione % S&Ujë % total Ujë % Pas trajtimit Emulsione % S&Ujë % total I.D Nga tabela e mësipërme vërehet se pas trajtimit mostrat pothuajse nuk përmbajnë ujë në një sasi 0-1.5%. Përmbajtja e sedimenteve është relativisht e ulët. Uji që ndodhet në 79

105 Pwrmbajtja e S&Ujë,% Xhaklina Cani (2016) naftën bruto ndodhet në formë të lirë dhe në formën e emulsioneve. Përmbajtja e ujit në formën e emulsioneve në disa puse ka një vlerë afërsisht të njëjtë më ujin e lirë ndërsa në puset 5190, 5358 dhe 5269 përmbajtja e ujit në emulsion ndodhet në sasi shumë herë më të madhe sesa uji i lirë në mostër (34%, 30% dhe 35%). Pas trajtimit të naftës bruto vërehet se këto vlera të përmbajtjes së ujit ulen në vlerat 0-1.5% Para trajtimit Pas trajtimit Mostrat Figura 5.28.Përmbajtja e S&Ujë(%) para dhe pas trajtimit të naftës bruto për vendburimin e Marinzës. Një përmbledhje e viskozitetit, densitetit dhe gravitetit në API të naftës bruto është paraqitur në tabelën 5.6. Nga të dhënat e tabelës 5.6 vëmë re që viskoziteti vjen duke u ulur me rritjen e temperaturës. Vlera më e lartë e viskozitetit i takon naftës të pusit 5114 me një vlerë mesatare prej cpz dhe pusit 5167 me një viskozitet mesatar prej cpz, vlera këto të matura në temperaturën 30 C. Ndërsa vlerat me të ulëta i takojnë puseve 5360 dhe 5190 me një viskozitet mesatar prej cpz dhe cpz, të matura në temperaturën 70. Gjithashtu këto nafta klasifikohen të rënda sepse kanë një densitet në API më të ulët se 20. Tabela 5.7 paraqet një përmbledhje të karakteristikave të naftave bruto të 10 puseve të analizuara në vendburimin Marinzë. Përmbajtje më të lartë të aromatikë ndodhet në puset 5059,5138, 5167, 5269, (ASTM D 1319) ndërsa përmbajtja më e ulët ndodhet në puset 5360 dhe Përmbajtja e aromatikëve në mostrat e zonës së Marinzës luhatet në vlerat [ % peshe]. Përmbajtja e olefinave në vlerat më të larta paraqitet në puset 5138, 5146 dhe 5167 ndërsa përmbajtje mëeulët paraqitet nëpusin 5358 (0.9 % peshe). Vlerat e përmbajtes së olefinave (tabela 5.7) luhaten në intervalin nga 0.9 deri në 3.7 % peshe. Ndërsa përmbajtja e komponimeve të ngopura luhatet në vlerat [51 73], ku pusi 5360 ka përmbajtjen më të lartë (73 % peshe) dhe puset 5059, 5138 dhe 5146 kanë përmbajtjen më të vogël ( 57 % peshe). 80

106 Viskoziteti, cpz Xhaklina Cani (2016) Tabela.5.6. Densiteti në 15.6 C, densiteti në API dhe viskoziteti Pusi Vikoziteti (cpz) Densiteti në 15.6 C, kg/m3 Densiteti në API 30 C 50 C 70 C Pusi Pusi Pusi Pusi Pusi Pusi Pusi Pusi Pusi Mostra totale Vikoziteti (cpz) 30 C Vikoziteti (cpz) 50 C Mostrat Vikoziteti (cpz) 70 C Figura Viskoziteti i naftave bruto të vendburimit të Marinzës, (30 C, 50 C, 70 C) Përmbajtja e kripërave si NaCl (tabela 5.7) varion në vlerat [ g/m 3 ], ku pusi 5138 ka dhe përmbajtjen më të madhe, 1.58 g/m 3. Përmbajtja e merkaptaneve për të gjitha puset është <10 mg/kg. Pika e flakërimit varion në vlerat [14 > 95 C]. 81

107 Tabela 5.7. Përmbledhje e karakteristikave të naftës bruto të vendburimit të Marinzës Squfuri total, % peshe Nr total i acideve, mg KOH/g Mbetje karboni, MCR, wt % Pika e rrjedhjes, C Pika e avullimit e matur, C Aromatikët, % peshe Olefinat, % peshe Të ngopurit, % peshe Përmbajtja e kripës si NaCl, g/ Squrur merkaptan, mg/kg Pika e flakërimit, metoda e mbyllur C Përmbajtja e parafinës, wt % R.V.P Pusi < Pusi < <5 Pusi <10 > <5 Pusi < Pusi < <5 Pusi < Pusi < <5 Pusi < Pusi < Përmbajtja e parafinës varion në vlerat 0.28 (R.V.P) varion në vlerat < %, ndërsa presioni i avujve Reid Për secilin prej fraksioneve të përftuara gjatë distilimit për mostrën përfaqësuese të vendburimit të Marinzës janë përcaktuar karakteristikat e paraqitura në tabelën

108 Tabela 5.8. Karakteristikat e mostrës së naftës bruto totale të vendburimit të Marinzës Mostra totale F.V-266 C C C C C C C TVV Temp. në fillim, C TVV Temp. në fund, C TVV Temp. ne fillim, F TVV Temp. ne fund, F Fraksioni i mbetjeve (% peshe) Fraksioni i mbetjeve (% peshe) Fraksioni i mbetjeve (% peshe) Fraksioni i mbetjeve (% peshe) Fraksioni në fillim, vol % Fraksioni (rendimenti) në fund, vol % Nr. total i acideve, mg KOH/g Mbetje karboni, Konradson % peshe Viskoziteti ne C, cst Viskoziteti ne C, cst Viskoziteti ne C, cst Pika e rrjedhjes, 6 < C Pika e avullimit, 31 <-40-1 C Aromatiket % peshe Olefinat

109 % peshe Të ngopurit % peshe Përmbajtja e 62.7 <4 <4 <4 < <51 kripës si NaCl, g/m3 Squfur merkaptan, <10 <10 <10 <10 <10 <10 <10 <10 mg/kg UOP 163 Pika e flakërimit metoda e mbyllur, C Të ngopurit % peshe Aromatikët % peshe Rrëshirat % peshe Asfaltenet 20.5 <0.1 <0.1 < < % peshe Përmbajtja e <0.2 parafinës % peshe R.V.P 5 12 < Mostra totale F.V- 266 C C C C C C C Figura Përmbajtja e squfurit totale për fraksionet e mostrës përfaqësuese të vendburimit të Marinzës. Për mostrën përfaqësuese pika e fillimit të vlimit fillon në 20 C. Distilimi është realizuar në fillim me standartin ASTM D2892 ndërsa për të marrë distilat në temperaturë më të larta përdoret standardi ASTM D1160. Nga tabela 5.8 vërehet se kryesisht mostra e studiuar përmban sasi të lartë të fraksioneve të rënda (mbi 399 C), kryesisht fraksionet në temperaturë vlimi C dhe 527+ C përmbajnë sasinë më të madhe të distilateve, 66.5 % peshe dhe 42.6% peshe përkatësisht. Mostra totale ka një përmbajtje të ulët të sedimenteve dhe të ujit, 0.005% dhe 0.015%, përkatësisht. Mostra totale ka një 84

110 përmbajtje mesatare 5.2% të squfurit, ku fraksionet e rënda, mbi 399 C deri në 527 C kanë sasinë më të lartë të squfurit. Meqënëse përmbajtja e squfurit është më e madhe se 0.5%, mostrat klasifikohen me përmbajte të lartë squfuri (Maldonado, 2006). Kryesisht fraksionet 399+ C dhe 527 C kanë përmbajtjen më të lartë të squfurit (6.76 dhe 8.02 % peshe). Përsa i përket viskoziteteve me rritjen e temperaturës viskoziteti ulet dhe sigurisht duke kaluar në fraksionet më të rënda viskoziteti rritet. Fraksioni C kanë vlerën e viskozitetit më të lartë, cst. Pika e flakërimit varion nga 11 C deri në C, ku fraksioni C ka vlerën më të lartë të pikës së flakërimit C. Përmbajtja e aromatikëve për mostrën totale është 25.4%, ndërsa për dy fraksionet e para varion nga 19.3 % % peshe. Për dy fraksionet e para përmbajtja e olefinave varion 4.6%-10.9 % peshe, ndërsa përmbajtja e komponimeve të ngopura varion nga 32%-76 % peshe. Përmbajtja e kripërave si NaCl (g/m 3 ) varion nga <4 <51.Në analizën S.A.R.A përmbajtja më e madhe e komponimeve të ngopura ndodhet në mostrat e fraksioneve F.V-266 C dhe 399 C-454 C. Përmbajtja e aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet në fraksionin 266 C-399 C. Rrëshirat në sasi më të madhe ndodhen në fraksionin 399 C, ndërsa përmbajtja e asfalteneve sigurisht në sasi më të madhe ndodhet në fraksionin e fundit Karakteristikat fiziko-kimike të naftës bruto të impiantit të dekantimit në vendburimin e Marinzës. Për një përfaqësim më të plotë të naftës bruto të zonës së Marinzës janë përcaktuar dhe karakteristikat fiziko-kimike të naftës bruto të impiantit të dekantimit, mostër e cila është gati për shitje. Më poshtë jepen disa karakteristika të analizuara me metodat përkatëse. Kryesisht analizat janë bazuar në përcaktimin e karakteristikave të fraksioneve të distilateve të përftuara nga distilimi. Metodika është bazuar në standardet ASTM. Në mostrën e naftës bruto u përcaktuan dhe studiuan treguesit e mëposhtëm: Kurba e vërtetë e vlimit, (ASTM D 2892); Densiteti në 15 C ( kg/m3), (Antonn Paar SVM 3000); Densiteti në API (numër), (ASTM D 11250); Squfuri total (% m/m), (ASTM D 4294); H 2 S (mg/kg), (UOP 163); Merkaptanet(mg/kg), (UOP 163); Pika e derdhjes ( C), (ASTM D 5853); Azoti total (mg/kg), (ASTM D 4629); Indeksi i cetanit (numër), (ASTM D 4737); Viskoziteti në 25 C dhe 50 C (mm 2 /s), (ASTM D 445); Faktori UOP K (numër), (UOP 375); Parafina (% m/m), (BP237); Nikeli (mg/kg), (ASTM D 7691); Vanadi (mg/kg), (ASTM D 7691); Mërkuri (mg/kg), (ASTM D 7623); Asfaltenet (% m/m), (IP 143); Hiri (% m/m), (ISO 6245); Ujë (% m/m), (ASTM D 4006); Sedimente dhe ujë (% v/v), (ASTM D 4007); Pika e flakërimit ( C), (ASTM D 93) Në tabelën 5.9 paraqiten përqindjet në masë, në vëllim si dhe densiteti i fraksioneve të lehta dhe të rënda, të marra nga distilimi i naftës bruto, sipas metodave përkatëse. Në vijim paraqitet interpretimi i rezultateve të analizuara me metodën ASTM D Shuma e përqindjeve në masë të fraksioneve të lehta (produkteve të bardha) = 8.1 %. Produkte të bardha janë fraksionet që merren deri në temperaturën 230 C. 85

111 Shuma e përqindjeve në masë të fraksioneve të rënda = 91.9 %. Fraksionet e rënda merren nga 230 C deri mbi 370 C. Tabela 5.9 Përqindjet në masë dhe në vëllim, dhe densiteti i fraksioneve të naftës bruto të impiantit të dekantimit, vendburimi Marinzë Metoda ASTM D2892 ASTM D5236 Temperaturat e % masë % vol Densiteti në 15 C vlimit të distilimit (kg/m 3 ) Fraksion Gaz C C C C C C C C Distilimi në vakum % masë % vëll Densiteti në 15 C (kg/m 3 ) C C Vlerën më të lartë të % në masë ndodhen në fraksionin 370+ C, dhe kjo vlerë është 77.51%. Ndërsa, vlera më e ulët paraqitet në fraksioni C 5-70 C, 0.09%. Densiteti vjen duke u rritur me rritjen e temperaturës, dhe fraksioni që ka densitetin më të lartë është fraksioni 370+, kg/m 3. Fraksioni me vlerë më të ulët është fraksioni i gazeve, me vlerë kg/m 3. Me rritjen e temperaturës marrim fraksione më të rënda, që kanë densitet të lartë, si dhe përqindja në të cilën ndodhen këto fraksione vjen duke u rritur. Me rritjen e temperaturës vihet re një rritje e densitetit për çdo fraksion. Dy fraksionet e fundit janë analizuar me metodën e distilimit në vakum, ASTM D5236. Gjithashtu edhe këtu vihet re rritja e densitetit me rritjen e temperaturës në të cilën merren këto fraksione. Përdoret distilimi në vakum për të analizuar fraksione më të rënda Analiza e fraksioneve të naftës Për secilin fraksion të përftuar nga distilimi janë bërë analizat përkatëse, sipas metodave të përcaktuara. Fraksioneve të distilimit atmosferik të mostrës që është marë në studim i janë bërë analiza, që paraqiten në tabelën Duke analizuar të dhënat e tabelës 5.10 shohim që në fraksionet e lehta (deri në 190 C) janë prezente parafinat, izo-parafinat, naftenet, të cilat me rritjen e temperaturës nuk janë më prezente. 86

112 Parafinat : Janë prezente në fraksionet e lehta. Vlera më e lartë i përket fraksionit C, me vlerë 33.38%, dhe vlera më e ulët merret për fraksionin C, me vlerë 8.62%. Izo-parafinat : Janë prezente në fraksionet e lehta. Vlera e tyre shprehet në % v/v. Vlera më e lartë është 45.93%, dhe merret për fraksionin C, ndërsa vlera më e ulët i përket fraksionit C, dhe është 35.94%. Naftenet: Edhe këto janë prezente në fraksionet e lehta. Vlera e tyre shprehet në % v/v. Vlera më e lartë është 31.10% dhe i përket fraksionit C, ndërsa vlera më e ulët është 19.73% dhe i përket fraksionit C. Aromatikët: Përqindja e tyre në fraksione vjen duke u rritur. Vlera e tyre shprehet në % v/v. Vlera më e lartë i përket fraksionit C, dhe është %, ndërsa vlera më e ulët i përket fraksionit 15-70⁰C, dhe është 0.96%. Naftalenet: Përqindja në fraksione vjen duke u rritur. Vlera e tyre shprehet në % v/v. Vlera më e lartë i përket fraksionit C, dhe është 19.45%, ndërsa vlera më e ulët i përket fraksionit C, dhe është më e vogël se 0.01%. Pika e flakërimit: Në fraksionet që meren deri në 190 C, është më e ulët së 20⁰C. Në fraksione më të rënda, deri në 370 C vihet re një rritje e saj, deri në 164 C. Indeksi i cetanit përcaktohet vetëm për fraksionet e lehta, dhe vihet re një rritje e vlerës së tij nga 27.3 në 15 C, deri në 34.2 në 190 C. 87

113 Tabela 5.10 Karakteristikat e fraksioneve të naftës bruto, të analizuara me metodat përkatëse Karakteristika Njësia C C C C C C C 370+ C 550+ C Dens. në 15 C kg/m (ASTM D4052) Dens. API Nr (ASTM D1250) Squfuri total %m/m (ASTM D4294) Azoti total (ASTM D4629) mg/kg <1 <1 <1 < (ASTM D5291) 0.57 (ASTM D5291) Parafinat % v/v (ASTM D6839) Izo-Parafinat % v/v (ASTM D6839) Naftenet (ASTM D6839) % v/v Aromatikët (ASTM D6839) Indeksi i cetanit (ASTM D4737) Visk në 40⁰C (ASTM D445) Viskoziteti (ASTM D445) Naftalenet (ASTM D1840) Pika e flakërimit (ASTM D93) % v/v num mm 2 /s N.A (80⁰C) (80⁰C) mm 2 /s N.A (50⁰C) (50⁰C) (80⁰C) (80⁰C) (80⁰C) (100⁰C) (100⁰C) (100⁰C) % v/v < o C <20 <20 <

114 Vlerat Xhaklina Cani (2016) Për fraksionin C, në 40 C vlera e viskozitetit është mm 2 /s, dhe në 50 C është Ndërsa për fraksionin C, në 40 C vlera e viskozitetit është 908.1mm 2 /s, dhe në 100 C është 25.91mm 2 /s. Pra, vihet re që me rritjen e temperaturës ku meren fraksionet, nga C në C, vlera e viskozitetit rritet, ndërsa nga analiza e kryer në 40 C në atë në 50 C apo 100 C, vlera e viskozitetit zvogëlohet Dens. në 15⁰C,kg/m3 Dens. ⁰API Squfuri total, %m/m Azoti total Figura Densiteti në 15 C (kg/m3), densiteti në API, përmbajtja e squfurit dhe azotit (%, m/m) Në figurën 5.32, densiteti në 15 C vjen duke u rritur me rritjen e temperaturës, ndërsa i matur në API vjen duke u zvogëluar me rritjen e temperaturës. Fraksioni me densitet më të lartë është fraksioni 550+, dhe vlera e tij është kg/m 3. Ndërsa fraksioni me vlerën më të ulët është fraksioni 15-70⁰C, dhe vlera e tij është kg/m 3. Për densitetin në API, vërehet e kundërta. Fraksioni me vlerë më të lartë është C (77.4), ndërsa fraksioni me vlerë më të ulët është (-2.1). Prania e squfurit (ASTM D 4294) vjen duke u rritur nga fraksionet më të lehta te ato më të rënda, pra rritet me rritje e peshës molekulare mesatare të fraksioneve të naftës. Përmbajtja e squfurit për zonën Patos-Marinzë varion nga 0.21 % m/m në 7.77 % m/m. Naftat me përmbajtje më të madhe se 0.5% përgjithësisht kërkojnë procese me një kosto më të lartë, sesa ato me përmbajtje të ulët squfuri. Nga të dhënat, vërehet se të gjitha fraksionet kanë një përmbajtje squfuri më të lartë se 0.5%. Përmbajtja e lartë e squfurit ndikon në koston e përpunimit dhe në cilësinë e produkteve të prodhuara. Fraksioni C ka përmbajtje më të ulët të squfurit, me vlerë 0.21%, ndërsa fraksioni 550+ ka 89

115 Temperatura, ⁰C Xhaklina Cani (2016) përmbjatjen më të lartë të squfurit, me vlerë 7.77%. Azoti ndodhet në vlerat më të larta në fraksionet ⁰C, ⁰C, C Analiza e rezultateve të distilimit, kurbat e vërteta të vlimit, për naftën bruto të impiantit të dekantimit Tabela 5.11 Rezultatet e distilimit të naftës bruto, me metodën ASTM D 86 Distil. (ASTM D86) 0 5 % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 95% 100% Njësia C o C N.A. o C o C o C o C o C o C o C o C o C o C o C o C Me të dhënat e tabelës 5.11 janë ndërtuar lakoret e kurbave të vërteta të vlimit për çdo fraksion nafte të analizuar në kushte laboratorike. Këto lakore janë paraqitur në figurën Në përgjithësi vihet re se lakorja ndjek pothuajse të njëjtin drejtim (variancë). Me rritjen e përqindjes vëllimore, rritet edhe temperatura, por në fraksione nuk vërehet ndonjë ndryshim i madh i tyre. Ndryshimi më i madh vërehet në lakoren që i përket fraksionit C dhe fraksioni C Fraksioni,% vëll C C C C C C Figura 5.32 Lakorja eksperimentale e temperaturave të vërteta të vlimit (TVV) për fraksionet e naftës bruto 90

116 Fraksionet më të rënda kanë një temperaturë fillimi vlimi më të lartë, dhe lakorja e tyre qëndron më sipër (fraksioni ⁰C). Fraksioni me temperaturë vlimi më të ulët është fraksioni C 5-70⁰C Përcaktimi i komponentëve përbërës me anë të Gaz Kromatografisë të mostrave të vendburimit të Marinzës. Në vijim janë paraqitur rezultatet e analizave të gaz kromatografit për mostrat e naftave bruto në dalje të puseve dhe në dalje të impiantit të dekantimit të zonës së Marinzës Të dhënat e gaz kromatografisë për pusin 5190 të zonës së Marinzës Në vijim janë paraqitur komponimet e aromatikëvë dhe nafteneve për mostrat e naftës bruto të analizuara. Tabela 5.12 Përmbajtja e nafteneve dhe aromatikëve për pusin 5190 në Marinzë. NAFTENE Simbolet Fraksioni Fraksioni në masë kimike Molar Ciklopentani C 5 H Metilciklopentani C 6 H Ciklohekzani C 6 H Metilciklohekzani C 7 H Totali AROMATIKËT Benzeni C 6 H Tolueni C 7 H Etilbenzen+p.m- C 8 H Ksilen o-ksilen C 8 H ,2,4- C 9 H Trimetilbenzen Totali Nga tabela e mësipërme vërehet se kemi një përmbajtje më të madhe të aromatikëve sesa të nafteneve. Tek grupi i nafteneve ka një sasi të madhe të metilciklohekzanit (0.008% molar) dhe një sasi të vogël të ciklopentanit. Tek grupi i aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet tolueni (0.0194%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet benzeni ( %). Pusi 5190 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.2191%) dhe të komponimeve nga C 8 deri në C 15 ( % %) dhe një sasi të vogël të fraksioneve nga C 22 deri në C

117 N2 H2S C2 i-c4 i-c5 C6 C8 C10 C12 C14 C16 C18 C20 C22 C24 C26 C28 C30+ Fraksioni Molar Xhaklina Cani (2016) Komponentët Figura Fraksioni molar i komponimeve në fraksion molar të pusit 5190 të zonës së Marinzës Të dhënat për komponentët e tjerë përbërës të puseve dhe impiantit të dekantimit ndodhen në shtojcën A Të dhënat gaz kromatografike për impiantin e dekantimit Marinzë, rezultate dhe diskutime Nga tabela 5.13 vërehet se kemi një përmbajtje më të madhe të aromatikëvë sesa të nafteneve. Tek grupi i nafteneve ka një sasi të madhe të metilciklohekzanit (0.0041%) ndërsa ciklopentani ndodhet në sasinë më të vogël krahasuar me komponimet e tjera (0.0007%). Tabela 5.13 Përmbajtja e nafteneve dhe aromatikëve për impiantin e dekantimit në zonën e Marinzës. NAFTENE Simbolet Fraksioni Fraksioni në masë kimike Molar Ciklopentani C5H Metilciklopentani C6H Ciklohekzani C6H Metilciklohekzani C7H Totali AROMATIKËT Benzeni C6H Tolueni C7H Etilbenzen+p.m- C8H Ksileni o-ksileni C8H ,2,4- C9H Trimetilbenzen Totali

118 Tek grupi i aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet 1,2,4-Trimetilbenzeni (0.0069%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet benzeni ( %). Në të njëjtën mënyrë si më sipër janë realizuar analizat me gazkromatograf dhe për puset e tjera të vendburimit të Marinzës. Për impiantin e dekantimit Marinzë vërehet se ka një sasi të madhe të C 30+ (0.2703%) dhe të komponimeve nga C 8 deri në C 15 (0.0245% %) ndërsa përmbahet një sasi e vogël e fraksioneve nga C 22 deri në C 29 (0.0177% %). Pusi 5269: Tek grupi i nafteneve ka një sasi të madhe të metilciklohekzanit (0.0067%) dhe metilciklopentanit (0.0046%) ndërsa ciklopentani ndodhet në sasinë më të vogël krahasuar me komponimet e tjera. Tek grupi i aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet 1,2,4-Trimetilbenzeni (0.0059%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet benzeni ( %). Pusi 5269 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.2916%) dhe nga C 8 deri në C 15 (0.0272% %) ndërsa sasia më e vogël ndodhet në fraksionet C 22 deri në C 29, (0.0209% %). Për pusin 5146 vërehet se kemi një përmbajtje më të madhe të aromatikëvë sesa të nafteneve. Tek grupi i nafteneve ka një sasi të madhe të metilciklohekzanit (0.0027%) dhe ciklopentani ndodhet në sasinë më të vogël krahasuar me komponimet e tjera (0.0009%). Tek grupi i aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet 1,2,4-Trimetilbenzeni (0.0038%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet benzeni ( %). Pusi 5146 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.3311%) dhe të komponimeve nga C 8 deri në C 15 ( % %) ndërsa përmban një përmbajtje të vogël të fraksioneve nga C 22 deri në C 29 (0.0236% %). Për pusin 5360 vërehet se kemi një përmbajtje më të madhe të aromatikëvë sesa të nafteneve. Tek grupi i nafteneve ka një sasi të madhe të metilciklohekzanit (0.0050%) dhe ciklopentani ndodhet në sasinë më të vogël krahasuar me komponimet e tjera (0.0009%). Tek grupi i aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet 1,2,4-Trimetilbenzeni (0.0105%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet benzeni ( %). Pusi 5360 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.2182%) dhe të komponimeve nga C 8 deri në C 15 ( % %) ndërsa përmban një sasi të vogël të fraksioneve nga C 22 deri në C 29 (0.0194% %). Në 5059 vërehet se ka një përmbajtje më të madhe të aromatikëvë sesa të nafteneve. Tek grupi i nafteneve ka një sasi të madhe të ciklohekzanit (0.0005%) ndërsa ciklopentani ndodhen në sasi më të vogël krahasuar me komponimet e tjera (0.0002%). Tek grupi i aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet 1,2,4-Trimetilbenzeni (0.0065%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet benzeni (0.0007%). Pusi 5059 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.3333%) dhe një sasi të vogël të komponimeve të tjera. 93

119 Tabela Përmbledhje e të dhënave të gaz kromatografisë për naftat bruto të zonës së Marinzës. Pusi 5190 Pusi 5269 Pusi 5146 Pusi 5360 I.D Pusi 5059 Pusi 5358 Pusi 5114 Pusi 5430 Pusi 5138 Pusi 5167 NAFTENET, (FRAKSION MOLAR) Ciklopentani Metilciklopentani Ciklohekzani Metilciklohekzani Totali AROMATIKËT, (FRAKSION MOLAR) Benzeni Tolueni Etilbenzen+p.m- Ksileni o-ksileni ,2,4- Trimetilbenzeni Totali

120 Për pusin 5358 vërehet se kemi një përmbajtje më të madhe të nafteneve sesa të aromatikëve. Tek grupi i nafteneve ka një sasi të madhe të metilciklohekzanit (0.0087%) dhe një sasi të vogël ciklopentani (0.0014%). Tek grupi i aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet 1,2,4-trimetilbenzeni (0.0078%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet benzeni ( %). Pusi 5358 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.2735%) dhe një sasi të vogël të komponimeve të tjera. Për pusin 5114 vërehet se kemi një përmbajtje më të madhe të aromatikëve sesa të nafteneve. Tek grupi i nafteneve ka një sasi të madhe të metilciklohekzanit (0.0014%) dhe nje sasi të vogël ciklopentani (0.0004%). Tek grupi i aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet 1,2,4-Trimetilbenzeni (0.0036%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet benzeni (0.0001%). Pusi 5114 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.3715%) dhe një sasi të vogël të komponimeve të tjera. Pusi 5430 ka një përmbajtje më të madhe të aromatikëvë sesa të nafteneve. Tek grupi i nafteneve ka një sasi të madhe të metilciklohekzanit (0.0032%) dhe nje sasi të vogël ciklopentani (0.0005%). Tek grupi i aromatikëve në sasi më të madhe ndodhet 1,2,4- trimetilbenzeni (0.0057%) ndërsa në sasi më të vogël ndodhet benzeni (0.0001%). Pusi 5430 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.3030%), dhe të kompinimeve nga C 8 deri në C 16. Pusi 5138 ka një përmbajtje më të madhe të aromatikëvë sesa të nafteneve. Në ndryshim nga puset e tjera kemi një përmbajtje shumë të vogël të komponimeve naftenike dhe aromatike. Tek grupi i nafteneve në sasi më të madhe ndodhet ciklohekzani (0.0001%) dhe në grupin e aromatikëve 1,2,4-trimetilbenzeni (0.0015%). Pusi 5138 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.4075%), ndërsa përmbajtja e komponimeve të tjera ndodhet në sasi më të ulët krahasuar me komponimet e tjera. Në pusin 5167 vërehet një përmbajtje më e madhe të aromatikëvë sesa e nafteneve. Në ndryshim nga puset e tjera kemi një përmbajtje më të vogël të komponimeve naftenike dhe aromatike. Tek grupi i nafteneve në sasi më të madhe ndodhet ciklohekzani (0.0001%) dhe në grupin e aromatikëve 1,2,4-trimetilbenzeni (0.0026%). Pusi 5167 i zonës së Marinzës ka një sasi të madhe të C 30+ (0.3893%), ndërsa përmbajtja e komponimeve të tjera ndodhet në sasi më të ulët krahasuar me komponimet e tjera. Të dhënat për përbërjen e komponimeve për secilin prej puseve ndodhen në shtojcën A. Nafta bruto e zonës së Marinzës ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve aromatike sesa naftenike. Në puset e marra në studim në sasi të madhe në dy grupet e sipërpërmendura të hidrokarbureve janë metilciklohekzani, ciklohekzani dhe 1,2,4 trimetilbenzeni, ndërsa në sasi më të vogël ndodhen komponimet e benzenit dhe ciklopentanit. Për të gjitha mostrat komponimi në sasi më të madhe është C Puset 5190, 5269 dhe 5358 kanë përmbajtjen më të lartë të nafteneve, ndërsa puset 5138 dhe 5167 kanë përmbajtjen më të ulët të nafteneve. Përsa i përket aromatikëve puset 5190 dhe 5146 kanë përmbajtjen më të lartë, ndërsa përmbajtja më e ulët ndodhet në puset 5138 dhe

121 5.4. Krahasimi i të dhënave eksperimentale aktuale dhe të dhënave historike, rezultate dhe diskutime Karakteristikat e vendburimeve të naftës bruto në Shqipëri, aktualet (2016). 1. Vendburimi i Sheqishtes Nafta e këtij vendburimi cilësohet si naftë e rëndë me densitet në 15 C [ gr/cm 3 ], vizkozitet kinematik në 30 C mm 2 /sek me një përmbajte uji 7.4% në dalje të puseve. 2.Vendburimi i Kallmit Nafta e këtij vendburimi cilësohet si naftë e rëndë me densitet në 15 C [ gr/cm 3 ], me viskozitet mesatar kinematik në 30 C mm 2 /sek dhe me përmbajtje uji 10.75%. 3.Vendburimi Belinë Nafta e këtij vendburimi cilësohet e rëndë me densiteti në 15 C [ gr/cm 3 ], me viskozitet kinematik mm 2 /sek në 30 Cdhe përmbajtje të ujit 20.4% 4.Vendburimi Marinzë Nafta e këtij vendburimi cilësohet si naftë e rëndë me densitet në 15 C [ gr/cm 3 ], me viskozitet kinematik mesatar në 30 C ( mm 2 /sek). Nafta e këtij vendburimi ka një pikë shfrytëzimi (produkte të bardha) 26.14%. Me një përmbajtje 20.16% BTEX, 45.92% n-alkane dhe 34.6% HPA. 5.Vendburimi i Visokës. Nafta e këtij vendburimi cilësohet si naftë e rëndë me densitet në 15 C gr/cm 3 për grupet e naftës me viskozitet dinamik në 30 C (9340 mpa s). Naftat e këtij vendburimi kanë një pikë shfrytëzimi (produkte të bardha) 25.56%. Me një përmbajtje % BTEX, 58% n-alkane dhe 36.87% HPA. 6.Vendburimi i Patosit Nafta e këtij vendburimi cilësohet si naftë e rëndë me densitet në 15 C në grupet e naftës prej gr/cm 3 dhe densitet në 20 C për impiantin e dekantimit prej gr/cm 3, me viskozitet dinamik në 30 C (23113 mpa s). Naftat e këtij vendburimi kanë një përmbajtje të produkteve të bardha prej %. 7.Vendburimi i Cakran-Drenovë. Naftat e këtij vendburimi cilësohen si nafta më të lehta krahasuar me naftat e tjera. Ka një vlerë densiteti në 15 C për grupet e naftës prej gr/cm 3 dhe në impiantin e dekantimit një densitet në 20 C prej gr/cm 3. Naftat e këtij vendburimi kanë një 96

122 përmbajtje të produkteve të bardha prej %. Me një përmbajtje % BTEX, % n-alkane dhe 34.92% HPA. 8.Vendburimi i Ballshit Naftat e këtij vendburimi cilësohen si nafta të rënda, me densitet në 15 C në grupet e naftës prej gr/cm 3 dhe në impiantin e dekantimit 0.87 gr/cm 3 në 20 C, me viskozitet dinamik në 30 C prej mpa s. Me një përmbajtje % BTEX, 48.37% n-alkane dhe % HPA. 9.Vendburimi i Kuçovës Naftat e këtij vendburimi klasifikohen si nafta të lehta krahasuar me të tjerat. Me densitet në 15 C për grupet e naftës prej gr/cm 3 dhe densitet në 20 C prej gr/cm 3. Me viskozitet dinamik në 30 C prej 873 mpa s. Këto nafta kanë një pikë shftytëzimi prej %. Me një përmbajtje 23.74% BTEX, % n-alkane dhe 35.2% HPA. 10.Vendburimi i Gorishtit Naftat e këtij vendburimi cilësohen më të lehta krahasuar me të tjerat, me densitet në 15 C, %. Këto nafta kanë një pikë shfrytëzimi, produkte të bardha %. Naftat e vendburimit të Gorishtit janë nafta më përmbajtjen më të lartë të produkteve të bardha. Me një përmbajtje 25.89% BTEX, 81.4% n-alkane dhe % HPA. Nëse krahasojmë tabelën 2.3 me tabelën 4.13 do të vërejmë këto ndryshime të përmbajtjes të fraksioneve të distilimit të vendburimeve të studiuara të vendit tonë, (krahasimi i rezultateve aktuale me ato historike). Për vendburimin e Kuçovës sasia e fraksionit të parë është afërsisht e njëjtë në të dyja tabelat, për fraksionin e dytë kemi një përmbajtje të vogël të fraksionit nga C krahasuar me rezultatet historike gjithashtu dhe për fraksionin e tretë kemi një luhatje të vogël të vlerave krahasuar me përmbatjen e këtij fraksioni para viteve Për vendburimin Cakran-Drenovë vërehet se përsëri kemi një përmbajtje më të madhe të fraksionit të dytë ( C) por në ndryshim nga rezultatet historike fraksioni i tretë (18.2%) ka përmbajtjen më të vogël prej 10.6% distilat në rezultatet aktuale. Në vendburimin e Marinzës vlerat për të dy tabelat janë pothuajse të njëjta, luhatja më e madhe vërehet tek fraksioni i tretë ; vlerat historike (18.7%) dhe vlerat aktuale (10.05%). Për vendburimin e Visokës vërehet se përmbajtja e fraksionit të parë për vlerat aktuale (9.96%) është më e madhe krahasuar me vlerat historike (7.8%), ndërsa për dy fraksionet e dyta vlerat aktuale (përkatësisht 15.6% dhe 6.64%) janë më të ulëta krahasuar me vlerat historike (përkatësisht 23.2% dhe 17.5%). Në vendburimin e Gorishtit ka një ndryshim të theksuar të vlerave aktuale në përmbajtjen e fraksionit të parë dhe të tretë (përkatesisht 21.07% dhe 7.33%) krahasuar me vlerat historike (përkatësisht 9.8% dhe 18.3%). 97

123 Duke bërë krahasimin e rezultateve të tabelës 2.4 me të dhënat e përmbajtjes së hidrokarbureve të rezultateve aktuale arrijmë në përfundimin se naftat tona klasifikohen si nafta me përmbajtje të lartë të aromatikëve dhe n-alkaneve. Si në vlerat historike dhe në ato aktuale naftat cilësohen me përmbajtje të lartë të n-c 9 dhe n-c 20. Përsa i përket izomerit o-ksilen në rezultatet aktuale, ky komponent ndodhet në sasi më të ulët se izomerët e tjerë të ksilenit, ndërsa nga të dhënat historike o-ksileni cilësohet si komponenti në sasi më të lartë në krahasim me dy izomerët e tjerë p,m-ksilenin. 5.5 Literatura Dettmer-Wilde Katja (2014), Werner Engewald Practical Gas Chromatography: A Comprehensive Reference,Springer, Heidelburg New York Dordrecht London: IAN D. WILSON COLIN POOLE. Handbook of Methods and Instrumentation in Seperation Science,Volume 1, UK and USA, 2000, ISBN: : KoçiKostë (1983), Disertacioni Karakteristika të përbërjes hidrokarburike grupore dhe individuale të naftave të vendburimeve të ndryshme të vendit tonë. Maldonado AG(2006), Doucet JP, Petitjean M, Fan BT. Molecular Diversity. Molecular Similarity and Diversity in Chemo informatics: From Theory Appl. J: Thomas J.Bruno CRC Handbook of Basic Tables for Chemical Analysis, Third Edition. Paris D.N.Svoronos, ISBN : (Ebook-pdf),2011: 41-55, chapter 1. Vendeuvre C, Bertoncini F, Duval L, Duplan JL, Thiebaut D, Hennion MC (2004). Comparison of Conventional Gas Chromatography and Comprehensive Wo-Dimensional Gas Chromatography for the detailed Analysis of Petrochemical Samples. J. Chromatogr. A1056:

124 KAPITULLI 6 KARAKTERIZIMI I NAFTAVE BRUTO Për karakterizimi në këtë studim janë përdorur dy metoda; 1. Karakterizimi me anë të llogaritjeve në bazë të treguesëve fiziko-kimikë. 2. Karakterizimi me anë të simulatorit Aspen Hysys. 6.1 Karakterizimi me anë të llogaritjeve në bazë të treguesëve fiziko-kimikë Përveç karakterizimit të naftës bruto duke u bazuar në treguesit fiziko-kimikë dhe në klasat e hidrokarbureve, të trajtuara në kapituj 4 dhe 5, një nga treguesit kryesor i cili përdoret për karakterizim është dhe faktori i karakterizimit. Në bazë të vlerës së këtij faktori përcaktohet lloji i naftës bruto. Përveç rëndësisë që ka për karakterizimin teknologjik të lëndës së parë, faktori i karakterizimit përdoret në formula të ndryshme të cilat shërbejnë për përcaktimin e kostanteve fizike dhe për saktësimin më të mirë të kostanteve të përcaktuara në funksion të karakterit kimik të fraksionit. Klasifikimi i naftave (Malja, 2015; Mihailo, 1983) në varësi të faktorit të karakterizimit paraqitet në tabelën e mëposhtme. Tabela 6.1 Klasifikimi i naftave në varësi të faktorit të karakterizimit Faktori i karakterizimit Klasifikimi Parafinike Benzina të krekingut Naftenike Naftenike-aromatike Aromatike Për karakterizim u morën në studim shtatë mostrat kryesore të impiantit të dekantimit; Kuçovë, Cakran-Drenovë, Visokë, Marinzë, Gorisht, Cakran-Drenovë-Visokë dhe nafta e patrajtuar e zonës së Ballshit. Për të bërë karakterizimin është e rëndësishmë që në fillim të përcaktohen eksperimentalisht të dhënat e mëposhtme: kurbat e vërteta të vlimit (TVV), densiteti në 15 C, dhe densiteti në API. Për të përcaktuar faktorin e karakterizimit për secilin prej fraksioneve janë përcaktuar densiteti në 15 C, në 20 C, densiteti në API, pesha molekulare dhe temperatura kritike e pseudokomponentëve (Malja, 2015). Në vijim janë paraqitur të dhënat eksperimentale dhe ato të llogaritura të paraqitura në tabelat e mëposhtme. 99

125 Tabela 6.2 Varësia e temperaturës në % vëllimore për mostrën e Kuçovës T C V(ml) F.V % vëllimore T C V(ml) % vëllimore Me të dhënat e mësipërme janë përcaktuar: 1.Temperatura mesatare vëllimore e vlimit: tmes,v =227.2 C 2. Këndi i pjerrësisë për kurbën e distilimit Engler: α= t mes, mol =203.2 C Shtesat e korigjimit: t mes,masore =232.2 C t mes, mol =-24 t mes, mesatarizuar =212.7 C t mes, masore =5 t mes, mesatarizuar =-14.5 t mes,kubike e vlimit=222.2 C Të dhënat për mostrën e Kuçovës janë paraqitur më poshtë: Tabela 6.3. Densiteti (15 C), densiteti në API, viskoziteti, faktori i karakterizimit, T k dhe P k për mostrën e Kuçovës. Fraksionet API Faktori i karakterizimit, 1.(0-200 C) ( C) ( C) Faktori i karakterizimit, Masa molekulare Temperatura kritike ( ) Temperatura kritike, ( )

126 Në të njëjtën mënyrë si për mostrën e Kuçovës veprohet dhe për mostrat e tjera. Rezultatet e përgjithshme për të gjitha mostrat e analizuara janë paraqitur në tabelën e 6.4. Tabela 6.4 Të dhënat përmbledhëse të temperaturave përkatëse Vendburimet Kuçova Cakran - Drenovë Temperatura mesatare vëllimore e vlimit Këndi i pjerrësisë për kurbën e distilimit Engler Temperatura mesatare molare Temperatura mesatare masore Temperatura mesatare e mesatarizuar Temperatura mesatare kubike e vlimit Visokë Marinzë Gorisht Cakran- Drenovë- Visokë Ballsh Temperaturat përkatëse të llogaritura me metodën e përshkruar më sipër janë të llogaritura në të njëjtën mënyrë si për mostrën e Kuçovës. Temperatura mesatare vëllimore e vlimit për zonat e Marinzës dhe Cakran-Drenovë- Visokë është më e lartë sesa në zonat e tjera. Këndi i pjerrësisë për të shtatë vendburimet është afërsisht i njëjtë. Temperatura mesatare molare është më e lartë në zonën Cakran-Drenovë-Visokë. Ndërsa vlerat e tjera të temperaturave të përcaktuara janë më të larta për zonën e Marinzës. 101

127 Tabela 6.5 Faktori i karakterizimit për mostrat e fraksioneve të naftave bruto të vendburimeve Cakran-Drenovë-Visokë dhe Ballsh Fraksionet (ml) Cakran- Drenovë- Visokë, F.K Fraksionet (ml) Ballsh, F.K Vlerat e faktorit të karakterizimit janë më të vogla se 9.8 (tabela 6.5), përjashtim bëjnë dy fraksionet e para të mostrës Cakran-Drenovë-Visokë të cilat klasifikohen si aromatike. Naftat bruto të vendburimeve Cakran-Drenovë-Visokë dhe Ballsh janë realizuar në laboratorin e Shkupit, në të cilin janë marrë fraksione çdo 5 ml, ndërsa për vendburimet e tjera janë marrë tre fraksione gjatë distilimit (tabela 6.6). Tabela 6.6. Faktori i karakterizimit për mostrat e fraksioneve të naftave bruto të vendburimeve Kuçovë, Cakran-Drenovë, Visokë, Marinzë dhe Gorisht, Imp.dekantimi Fraksionet (në varësi të temperaturës) Kuçova Faktori i Karakterizimit Cakran - Drenovë Visokë Marinzë Gorisht 1(0-200) ( ) ( )

128 6.2 Karakterizimi i nënprodukteve të naftës bruto me anë të programit Aspen HYSYS. Duke pasur parasysh të gjitha karakteristikat dhe të dhënat për pseudokomponentët përdoret programi Aspen HYSYS për karakterizimin e naftës bruto për shtatë mostrat e vendburimeve kryesore të marra në studim. Siç është theksuar më sipër për të bërë karakterizimin e naftës bruto duhen që në fillim të përcaktohen disa të dhëna eksperimentale, siç janë (Riazi, 2005; Daubert, 1997):densiteti i naftës bruto, kurba e vërtetë e vlimit (TVV) dhe përmbajtja e komponimeve të lehta (C 1 deri në C 5 ). Këto të dhëna janë paraqitur në kapitujt e mësipërm (4 dhe 5). Me anë të këtyre të dhënave do të arrihet të përcaktohen pseudo-komponentët përbërës të mostrave të naftës bruto dhe gjithashtu karakteristikat e këtyre pseudokomponentëvë, si; densiteti, pesha molekulare, viskoziteti në dy temperatura, temperatura kritike, presioni kritik, koefiçienti i karakterizimit, etj. Fraksionet e përftuara nga distilimi i naftës bruto si; benzina, vajguri, diesel, gasoil, etj, janë përzierje komplekse me një numër të madh hidrokarburesh (Ai-Fu Chang,2012). Të tilla fraksione përgjithësisht karakterizohen në termat e pseudo - komponentëve, të cilët identifikohen fillimisht nga kurbat e vërteta të vlimit (TVV) dhe graviteti specifik. Për të realizuar karakterizimin në Aspen Hysys V.8.8, si ekuacion gjendje përdoret ekuacioni Peng-Robinson (Vu & Ahmed, 2010). Për karakterizimin e nënprodukteve (Kaes,2000; Marie, 2008) si të dhëna eksperimentale janë përdorur TVV, pesha molekulare mesatare, densiteti dhe përmbajtja e komponimeve të lehta. Pasi bëhet karakterizimi përcaktohen të gjithë pseudokomponentët përbërës të naftës bruto, si më poshtë. 103

129 Figura Përcaktimi i pseudokomponentëve dhe karakterisitikat për secilin prej tyre me anë të simulatorit Aspen HYSYS. Nga figura 6.1 vërehet se për çdo pseudokomponent është përcaktuar, masa molekulare, densiteti, viskoziteti, temperatura, presioni kritik, faktori acentrik * dhe kostantja Watson. Me anë të karakterizimit në Aspen HYSYS përcaktohen jo vetëm pseudokomponentët (Addulkadir, 2011; Ajayi, 2008) por edhe klasat e komponimeve. Në vijim janë paraqitur klasat përbërëse të naftës bruto të vendburimit të Kuçovës. Figura 6.2. Klasat përbërëse të mostrës së impiantit të dekantimit Kuçovë Për të bërë krahasimin e mostrave të studiuara në vijim është paraqitur tabela përmbledhëse 6.7. *faktori acentrik është një numër konceptual i përdorur në fillim nga Kenneth Pitzer në 1955, shumë i dobishëm për përshkrimin e materies. Ky faktor është një standart për 104

130 fazën e karakterizimit të komponentëve të pastër. Parametra të tjerë të përshkrimit të gjendjes janë pesha molekulare, temperatura kritike dhe presioni kritik. Tabela 6.7. Rezulatet e klasave përbërëse të mostrave të analizuara me Aspen HYSYS, (përbërje fraksionale) Fillim vlimi ( C) Përfundim vlimi ( C) Kuçova Ballshi C-D-V Gaze Benzinë e lehtë Benzine e rëndë Vajguri Diesel i lehtë Diesel i rëndë Solar Cakran-Drenovë Gorisht Marinzë Visokë Gaze Benzinë e lehtë Benzine e rëndë Vajguri Diesel i lehtë Diesel i rëndë Solar Nga tabela 6.7 vërehet se si variojnë vlerat e klasave të komponimeve për mostrat e studiuara. Ky karakterizim është i rëndësishëm për simulimin e mëtejshëm të një impianti rafinues duke përdorur si lëndë të parë secilën prej mostrave të mësipërme. Në tabelën 6.7 vërehet se prodhohet një sasi më e madhe gazesh në naftën e zonës së Gorishtit (0.0838) dhe më e vogël për zonën e Marinzës. Benzina e lehtë dhe e rëndë prodhohet në sasi më të madhe për vendburimet Kuçovë dhe Gorisht. Vajguri prodhohet në sasi më të madhe për zonën Cakran-Drenovë (0.2719) dhe Kuçovë (0.26). Në zonën e Ballshit përftohet sasia më e madhe e diesel-it të lehtë ndërsa diesel-i i rëndë dhe solari përftohet në sasi më të madhe për zonën e Marinzës. Si mund të vërehet nga tabela 6.7 nga 105

131 programi Aspen Hysys rezulton se për naftat e vendburimeve Ballsh dhe Cakran- Drenovë-Visokë nuk prodhohet sasi solari. Tabela.6.8. Komponentët përbërëse të naftave bruto të vendburimeve në Shqipëri, (fraksion molar) Ballsh Cakran-Drenovë Gorisht Kuçovë NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Marinza Visokë C-D-V NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_

132 NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP përfaqëson pseudokomponentin i cili ka një temperaturë të caktuar vlimi. Siç është theksuar dhe më sipër me anë të programit përcaktohen komponentët përbërës (pseudokomponentët) me karakteristikat termofizike të tyre. Për mostrën e Ballshit pseudokomponentët në sasi më të madhe janë komponimet të cilat vlojnë në temperaturat 161, 251, 265, 280 dhe 292 C. Pseudokomponentët e vendburimit të Ballshit variojnë në temperaturat e vlimit nga 98 C deri në 321 C. Të vendburimit Cakran-Drenovë-Visokë nga 101 C deri në 304 C. Për vendburimin Cakran-Drenovë nga 146 C deri në 362 C. Për vendburimin Gorisht ( 129 C 361 C), Kuçova (111 C-363 C), Marinza (98 C- 357 C) dhe Visoka (116 C-338 C). Për vendburimin C-D-V komponimet në sasi më të lartë janë komponimet më temperaturë vlimi 269 C, 283 C dhe 304 C. Pseudokomponentët e venburimit C-D variojnë në vlerat , pseudokomponentët e vendburimit Ballsh variojnë në vlerat , për vendburimin e Gorishtit pseudokomponentët variojnë në vlerat , për Kuçovën vlerat variojnë , për Marinzën , për Visokën , dhe për vendburimin C-D-V vlerat e pseudokomponentëve variojnë në vlerat Pseudokomponentët në sasi më të lartë janë ato komponime që kanë temperature vlimi; 160 C, 174 C, 189 C, 203 C për vendburimin C-D, ndërsa në sasi më të vogël ndodhen pseudokomponentët që vlojnë në temperaturat 320 C dhe 362 C; për Gorishtin pseudokomponentët në sasi më të madhe janë ato me temperature vlimi 144 C dhe 158 C në sasi më të vogël janë komponimet më temperaturë vlimi 347 C dhe 361 C. Për vendburimin e Kuçovës, në sasi më madhe janë pseudokomponentët me temperaturë vlimi 153 C dhe 167 C, ndërsa në sasi më të vogël ndodhen pseudokomponentët me temperaturë vlimi 348 C dhe 363 C. Për vendburimin e Marinzës në sasi më të madhe ndodhet pseudokomponenti me temperaturë vlimi 241 C, ndërsa në sasi më të vogël janë komponentët me temperaturë vlimi 98 C, 113 C dhe 127 C. Për vendburimin e Visokës në sasi më të madhe ndodhen pseudokomponentët me temperaturë vlimi 202 C, 216 C dhe 338 C, ndërsa në sasi më të vogël pseudokomponenti me temperaturë vlimi 371 C. Me anë të simulatorit mund të përcaktohen kurbat e distilimit dukë përdorur disa standarte të ndryshme. 107

133 Temperatura, C Temperatura, C Temperatura, C Xhaklina Cani (2016) Ballsh Përqindja vëllimore, % (a) TBP( C) ASTM D86( C) ASTM D 1160 (Vak) ASTM D 1160 (Atm) ASTM D Cakran-Drenovë Përqindja vëllimore, % TBP( C) ASTM D86( C) ASTM D 1160 (Vak) ASTM D 1160 (Atm) ASTM D 2887 ( C) (b) Gorisht Përqindja vëllimore,% (c) 108 TBP( C) ASTM D86 ( C) ASTM D 1160 (Vak) ASTM D 1160 (Atm) ASTM D 2887 ( C)

134 Temperatura, C Temperatura, C Temperatura, C Xhaklina Cani (2016) Kuçovë Përqindje vëllimore,% (d) Marinzë Përqindja vëllimore,% (e) Visokë Përqindja vëllimore, % (f) TBP( C) ASTM D86 ( C) ASTM D 1160(Va k) ASTM D 1160 (Atm) ASTM D 2887 ( C) TBP( C) ASTM D86( C) ASTM D 1160 (Vak) ASTM D 1160 (Atm) ASTM D 2887 ( C) TBP( C) ASTM D86( C) ASTM D 1160(Vak ) ASTM D 1160 (Atm) ASTM D 2887 ( C) 109

135 Temperatura, C Xhaklina Cani (2016) Cakran-Drenovë-Visokë Përqindja vëllimore, % (g) ASTM D 1160 (Vak) ASTM D 1160 (Atm) ASTM D 2887 ( C) ASTM D 86 Figura.6.3. Kurbat e distilimit të naftave bruto të përcaktuara në standarte të ndryshme me anë të Aspen HYSYS në shtatë vendburimet e vendit tonë Në përgjithësi kurbat e vërteta të vlimit janë të njëjta për të gjithë mostrat e studiuara, përjashtim bën mostra e përgatitur Cakran-Drenovë-Visokë, në të cilën vërehet një ndryshim i vogël në format e kurbave të vërteta të vlimit Me anë të karakterizimit në Aspen Hysys përcaktohen dhe temperatura kritike, presioni kritik, faktori Watson (faktori i karakterizimit) densiteti dhe viskoziteti për secilin prej pseudokomponentëve. Për të karakterizuar naftën bruto është shumë i rëndësishëm faktori i karakterizimit në këtë rast faktori Watson. Në vijim paraqitet tabela me të dhënat e mesatarizuara të faktorit Watson për çdo komponent në secilën prej mostrave të analizuara të naftës bruto (Bollas, 2004). Tabela.6.9. Faktori Watson për çdo pseudokomponent të përcaktuar për secilin vendburim Vendburimet Faktori Watson Klasifikimi Ballshi 10.9 Naftenike-aromatike Cakran-Drenova 10.5 Naftenike-aromatike Gorishti 10.2 Naftenike-aromatike Kuçova 9.74 Aromatike Marinzë 9.94 Aromatike Visokë 9.73 Aromatike Cakran-Drenovë-Visokë Naftenike+Aromatike Nëse vlera e faktorit Watson varion nga [12.5- më e madhe] nafta klasifikohet parafinike, [më e vogël se 12.5] nafta klasifikohet si naftenike ose me përmbajtje komponimesh aromatike, [10 më e vogël] nafta klasifikohet aromatike. Në varësi të këtij klasifikimi naftat e vendburimeve të Ballshit, Cakran-Drenovës dhe Gorishtit klasifikohen si naftenike-aromatike, ndërsa naftat e Kuçovës, Marinzës dhe Visokës klasifikohen 110

136 aromatike dhe mostra e përgatitur e naftës bruto të zonave Cakran-Drenovë-Visokë klasifikohet naftenike + aromatike. Për të parë nëse simulimi është realizuar me sukses bëhet krahasimi midis kurbës së distilimit të të dhënave laboratorike me kurbën e llogaritur nga simulatori. Në figurën e mëposhtme paraqiten grafikët për krahasimin e kurbave të distilimit në hyrje (të dhënat laboratorike) me kurbën e llogaritur. (Marinzë) (Ballsh) (Cakran-Drenovë) 111

137 (Kuçovë) (Gorisht) (Cakran-Drenovë-Visokë) (Visokë) Figura.6.4. Krahasimi midis kurbave të distilimit në hyrje dhe kurbës se distilimit të llogaritura nga Aspen HYSYS Në përgjithësi kurbat e distilimit përputhen mirë me njëra-tjetrën. Ka nje devijim në pjesën e fillimit të kurbave të distilimit, kjo ndodh për shkak sepse gjatë procesit të distilimit u identifikua që mostrat e naftave bruto të vendit tonë të marra në impiantet e dekantimit nuk përmbajnë sasi të madhe të fraksionit të lehtë të benzinës. Mostra të cilat kanë një përputhshmëri të lartë përsa i përket dhe pjesës fillestare të kurbës është mostra e Marinzës, Visokës dhe e Cakran-Drenovës, ndërsa mostra me një përputhshmëri të sakta të kurbave (duke përjashtuar pjesën e fillimit të kurbës) është mostra e Gorishtit. Përputhshmëria e kurbave të distilimit vërteton saktësinë e distilimit. Të dhënat për pseudokomponentët dhe karakteristikat e tyre termofizike janë paraqitur në shtojcën B. 112

138 6.3 Rezultate dhe diskutime Në këtë kapitull janë paraqitur modele në lidhje më karakteristikat fizike të naftave bruto. Procesi bazë për përcaktimin e pseudokomponentëve për modelimin e një rafinerie paraqitet më poshtë: 1. Për të bërë karakterizimin duhet të kemi informacion për disa të dhëna laboratorike. Në këtë rast për çdo mostër është përcaktuar densiteti i naftës bruto, kurba e vërtetë e vlimit (TVV) dhe komponimet në përqindje të komponimeve të lehta. Përdorues të tjerë mund të përdorin dhe kurbat e pesha molekulare dhe densiteteve të çdo fraksioni të përftuar gjatë distilimit laboratorik. 2. Pasi përcaktohen pseudokomponentët vendoset se si të modelohen karakteristikat fizike për këto pseudokomponentë. Softwar-ët e proceseve të modelimit përfshijnë metoda dhe korrelacione të ndryshme. Për të gjitha rastet modeli Lee-Kesler është një metodë e mjaftueshme për përcaktimin e karakteristikave. 2. Pasi vendosen këto të dhëna laboratorike në vijim llogariten pseudokomponentët. Për secilin prej pseudokomponentëve përcaktohen densiteti, pesha mokeluare dhe viskoziteti. Më pas mund të llogariten dhe karakteristika të tjera si; temperatura dhe presioni kritik, faktori Watson, etj, duke përdorur korrelacionin e caktuar (Edmister & Okamoto, 1959; Edmister& Pollock, 1948). 3. Gjithashtu për të realizuar karakterizimin e naftës bruto dhe të fraksioneve të saj zgjidhet një model ekuilibri avull-lëng për këto pseudokomponentë. Në këtë studim është përdorur ekuacioni Peng-Robinson. Gjithashtu rekomandohet të përdoret dhe modeli termodinamik Grayson-Streed ose BK-10 për naftat bruto. Në këtë kapitull është paraqitur një metodë për karakterizimin e naftave bruto duke përdorur disa të dhëna eksperimentale me anë të simulatorit Aspen HYSYS. Gjithashtu janë paraqitur dhe kërkesat që duhen për modelimin e një sistemi fraksionimi. E njëjta teknike përdoret në vijim për të modeluar dhe simuluar një impiant përpunimi nafte. Me anë të kësaj metode mund të parashikohen komponimet përbërëse të naftës bruto duke zgjedhur modelin termodinamik të përshtatshëm. Në bazë të karaterizimit në Aspen Hysys kemi bërë një klasifikim të naftave duke u bazuar në faktorin e karakterizimit të përcaktuar nga simulatori. Në varësi të këtij klasifikimi naftat e vendburimeve të Ballshit, Cakran-Drenovës, Gorishtit dhe Cakran- Drenovë-Visokë klasifikohen si naftenike-aromatike, ndërsa naftat e Kuçovës, Marinzës, Visokës klasifikohen aromatike. Nga rezultatet e karakterizimit me Aspen Hysys ka një përpuethshmëri me vlerat eksperimentale me GC, në pjesën më të madhe të vlerave. Kjo përpuethshmëri është më e madhë për vlerat e komponimevë të rënda. Sigurisht nuk mund të bëjmë një krahasim të plotë midis këtyre metodave, sepse me programin Aspen Hysys përcaktohen pseudokomponentët përbërës që kanë një temperaturë të caktuar vlimi, ndërsa me metodën me gaz kromatograf kemi përcaktuar hidrokarburet përbërëse në emërtimet e tyre. 113

139 E rëndësishme është që me të dyja metodat naftat e vendit tonë klasifikohen si nafta më një përmbajtje të lartë të komponimeve aromatike, pra nafta aromatike-naftenike. Nga rezultatet e karakterizimit me Aspen Hysys vërehet gjithashtu një përpuethshmëri e lartë e përmbajtjes së komponimeve nga C 1 -C 5, nga rezultatet me Gaz kromatograf. Tabela Përmbajtja e komponimeve të lehta nga rezultatet e karakterizimit me Aspen HYSYS Ballsh C-D-V C-D Gorisht Kuçovë Marinzë Visokë Emri % vëll % vëll % vëll % vëll % vëll % vëll % vëll Metan Etan Propan i-c n-c i-c n-c Totali Nga tabela 6.10 vërehet naftat e vendburimeve të Gorishtit dhe Ballshit kanë sasinë më të lartë të komponimeve C 1 -C 5. Të dyja metodat e karakterizimit kanë përdorim, por në ditët e sotme metoda e karakterizimit me Aspen HYSYS ka një përdorim të gjërë, veçanërisht për përcaktimin e pseudokomponentëve dhe simulimin e rafinerive. Me anë të vlerave të komponimeve përbërësë të naftës çdo inxhinier është në gjendje që të njohë dhe të përcaktojë se çfarë produktesh do të përftojë nga përpunimi i një nafte të caktuar në rafineri. 6.4 Literatura Abdulkadir M.and S. Yahaya, MODELING AND SIMULATION OF THE EFFECTS OF CRUDE OIL DISPERSION ON LAND, ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences Asian Research Publishing Network (ARPN), ISSN , VOL. 6, NO. 8, AUGUST 2011,

140 Ai-Fu Chang, Kiran Pashikanti, and Y. A. Liu, (2012): Refinery Engineering Integrated Process Modeling and Optimization, USA, ISBN: AjayiO. D. O Modeling and simulation of crude oil dispersion on land (case study of Jesse-Ofpe Local Government Area. Delta State. B. Eng Thesis, (FUT Minna). Bollas, G. M.; Vasalos, I. A.; Lappas, A. A.; Iatridis, D. K.; Tsioni, G. K. Bulk. (2004): Molecular Characterization Approach for the Simulation of FCC Feedstocks, Ind. Eng. Chem. Res, 43, 3270 Daubert, T.E.;Danner,R.P. API Technical Data Book Petroleum Refining, 6 th ed., American Petroleum Institute: Washington D.C., Edmister, W. C. and Okamoto, K. K., (1959): Applied Hydrocarbon Thermodynamics- Part 12: Equilibrium Flash Vaporization Correlations for Petroleum Fractions, Petroleum Refiner, Vol. 38, No. S, 117 Edmister W. C. and Pollock, D. H. (1948): Phase Relations for Petroleum Fractions",Chem. Engr. Prog. Vol. 44; 905 Kaes, G.L. Refinery Process Modeling a practical Guide to Steady State Modeling of Petroleum Process : The Athens Printing Company: Athens,GA, MaljaA., (2015) Spiro Drushku, Ismet Beqiraj Praktika Laboratorike në Teknologjinë Kimike Organike, (2015): Marie E., S. Strand, and S. Skogestad, Coordinator MPC for maximizing plant throughput, Computers & Chemical Engineering, vol. 32, no. 1-2, pp , Mihailo Perunicic (1983), Tehnologija prerade nafte,primeri zadaci. Riazi, M. R. (2005): Characterization and Properties of Petroleum Fractions; 1st ed.,american Society for Testing andmaterials: West Conshohocken, PA, printed in U.S.A; Vu Trieu Minh and Ahmad Majdi Abdul Rani. Modeling and control of distillation column in a petroleum process, CONFERENCE PAPER JULY 2010 DOI: /ICIEA Source: IEEE Xplore, Hindawi Publishing Corporation Mathematical Problems in Engineering Volume 2009, Article ID , 14 pages doi: /2009/404702,mechanical Engineering Department, Universiti Teknologi PETRONAS, Bandar Seri Iskandar,31750 Tronoh, Perak Darul Ridzuan, Malaysia. 115

141 KAPITULLI 7 SIMULIMI I NJE IMPIANTI PËRPUNIMI DISTILIMI ATMOSFERIK TË NAFTAVE BRUTO TË VENDIT TONË. 7.1 Hyrje Një nga të parët impiante të rëndësishme të përpunimit në çdo rafineri është distilimi i naftës bruto. Procesi i distilimit ndan naftën bruto në fraksione sipas pikës së vlimit. Ndarja e naftës bruto mund të realizohet në një ose dy faza. Një impiant përpunimi i naftës përfshin (Winklo,1967; Lockett, 1986) një kolonë parafraksionimi, kolonën e distilimit atmosferik dhe kolonën e distilimit në vakum. Efikasitete më të larta dhe kosto më të ulta arrihen nëse ndarja e naftës bruto kryhet në dy hapa (James, 2015): fillimisht të bëhet fraksionimi i naftës bruto në presion tërësisht atmosferik, dhe pas kësaj njësie nafta të kalojë në një njësi të dytë që funksionon në vakum të lartë. Një njësi tipike e përpunimit me dy faza tregohet në figurën 7.1. Kolona e vakumit ndan më tej naftën në fraksione të tjera. Këto fraksione nuk mund të ndahen në kolonën atmosferike sepse temperaturat e larta bëhen shkak që të ndodhë krekingu termik, duke ndikuar në formimin e koksit dhe defekteve të vazhdueshme të pajisjes. Duke punuar nën vakum, ulen temperaturat, duke lejuar kështu ndarjen e naftës në fraksione. Në këtë kapitull paraqiten dy skema simulimi për të optimizuar procesin në mënyrë që të përftohet një sasi më e madhe e komponimeve të lehta, duke përdorur një naftë bruto të një vendburimi të caktuar. Me anë të kësaj metode përcaktohen saktësisht kushtet e operimit të kolonës si një funksion i parametrave të projektimit (Prabin, 2014; Abubakar, 2015). 7.2 Distilimi atmosferik Një kolonë tipike e distilimit atmosferik tregohet në figurën 7.1. Nafta bruto nga furra drejtohet për në zonën zgjeruese të kolonës atmosferike. Temperaturat e furrës duhet të jenë mjaft të larta për avullimin e të gjitha produkteve anësore plus 20% të produktit të pjesës së poshtme. Ky proces ndihmon për të shtuar fraksionimin duke siguruar refluks të brendshëm. Vendosen zakonisht disa pjata midis zonës zgjeruese dhe hyrjes së avullit poshtë pjatës fundore, të cilat përdoren për të larguar çdo mbetje gazi të naftës nga produkti në pjesën e poshtme. Në qoftë se i gjithë refluksi sigurohet në pjatën e sipërme, një sasi e madhe lëngu ngarkohet në pjesën e sipërme të kolonës, duke shkaktuar një rritje të diametrit të kolonës. Duke përdorur rrymat e shkëmbyesëve anësorë (Joe, 2014; Gerald, 2000), ftohja e ndërmjetme mund të kryhet në temperatura të larta duke e shfrytëzuar më me efikasitet energjinë e kolonës. Kështu, ato përdoren për të futur refluksin në pika të ndryshme në kolonë. Rrymat e shkëmbyesëve anësorë përfshijnë largimin e lëngut nga rryma anësore (Khalid, 2010; Diana, (2009), më pas ftohjen dhe rikthimin sërish në kolonë. Këto rryma të ftohta ndihmojnë në kondensimin e një pjese të avujve kur kthehen në kolonë, duke shtuar refluksin. Për të përftuar produktet nga kolona e distilimit përdoren ndarësit anësorë. Këta ndarës zakonisht përmbajnë katër deri në dhjetë pjata dhe përdoren për të larguar produktet e lehta të cilat kthehen më pas në kolonë. Kondensati i sipërm normalisht kondenson gazet e lehtë. 116

142 atm Gaze Ujë Avull Benzinë e lehtë Benzinë e rëndë Naftë bruto Furrë Avull Avull Gazoil Kolonë distilimi atmosferik Mbetje për në kolonën e vakumit Projektimi i kolonës së distilimit Figura 7.1 Impianti i distilimit atmosferik Në projektimin e një kolone distilimi është e rëndësishme njohja e dy faktorëve : 1. numri minimal i pjatave për ndarje 2. vlera minimale e refluksit Për të projektuar kolonat e distilimit është e nevojshme të hartohen ekuacionet e mëposhtme: - Raportet e ekuilibrit - Bilanci i përgjithshëm material - Bilanci material i komponentëve - Bilanci energjitik Këto ekuacione mund të zgjidhen duke i grupuar ekuacionet sipas llojit ose fazës dhe zgjidhjen e grupeve njëri pas tjetrit. Një metodë e preferuar dhe e përdorur në këtë studim është zgjidhja e të gjitha barazimeve njëkohësisht Bilanci i përgjithshëm material Bilanci i përgjithshëm material mund të hartohet për të gjithë kolonën ose për një pjatë të vetme. Për çdo kolonë shuma e rrymave hyrësë duhet të jetë e barabartë me shumën e rrymave që dalin nga kolona. Ky relacion mund të shprehet si: [7.1] F D B SL SV j j j Ku shuma e moleve për çdo ushqim ( F j ) është e barabartë me shumën e moleve të distilatit ( D ), rrymës së poshtme ( B ),dhe çdo produkti anësor SLj, SV j. Në figurën

143 tregohet një skemë me një faze të vetme të përgjithshme. Bilanci material rreth kësaj faze është: F L SL V SV L V [7.2] j j j j j j 1 j Bilanci material i komponentëve Për secilën prej pjatave hartohen bilancet e masës. Këto ekuacione janë të ngjashme me ekuacionin (7.2), vetëm së hartohen për një komponent të vetëm. Për komponentin i: f x ( L SL ) y ( V SV ) x L y V [7.3] j i, j j j i, j j j i, j 1 j 1 i, j 1 j 1 Figura 7.2Ekuilibri i përgjithshëm në pjatë Dy terma mund të përcaktohen, në mënyrë të ngjashme me ligjin Russëll, i cili thjeshton ekuacionin (7.3). Ato janë: B L SL K ( V SV ) [7.4] ij j j ij j j C K V [7.5] ij i, j 1 j 1 Më pas bilanci material i komponentit për çdo pjatë shndërrohet në: f x B x C x L [7.6] i i, j ij i, j 1 ij i, j 1 j 1 Ky grup ekuacionesh mund të shprehet në formë matrice si: Bim Cim xim fm L B C x f im im 1 im 1 im 1 m 1 L B C x f 3 i2 i2 i2 2 L2 B i1 x i1 f 1 [7.7] Ky format tridiagonal i matricës është më i lehtë për tu zgjidhur duke përdorur një metodë të ngjashme me atë të Russëll. Formulohen n ekuacione matricore për secilin komponent. 118

144 Bilancet energjetike Hartohet bilancet energjetike rreth çdo pjate. Çdo pjatë është supozuar të jetë adiabatike, megjithëse do të ishte më e thjeshtë të përfshiheshin humbjet e nxehtësisë në çdo pjatë. Bilanci total i energjisë rreth pjatës të figures 7.2 është : HF ( V SV ) H ( L SL ) H V H L H [7.8] V L V L j j j j j j j j 1 j 1 j 1 j 1 Avulli korrespondues në total dhe entalpitë e fazës së lëngët paraqiten nga barazimet e mëposhtme: H H x h [7.9] L L j ij ij y h [7.10] V V j ij ij Me zëvendësimin e këtyre ekuacioneve me ekuacionin (7.8) dhe paraqitja e y ij në termat e K dhe x, e transformon bilancin e entalpive si më poshtë: [7.11] HF ( V SV ) K x h ( L SL ) x h V K x h L x h V L V L j j j ij ij ij j j ij ij j 1 ij ij i, j 1 j 1 ij i, j 1 Kur uji ose avulli është prezent, ndikimi i entalpisë së ftohjes së avullit duhet të merret parasysh në bilancin e energjisë. Ky fenomen trajtohet si një nxehtësi hyrëse në këtë fazë. Kjo nxehtësi hyrësë është shtuar në anën e majtë të ekuacionit (7.11). 7.3 Njësitë e pajisjeve në skemën e distilimit atmosferik në simulatorin Aspen HYSYS Për të realizuar simulimin në këtë studim janë përdorur dy skema në Aspen Hysys (Deyab, 2016). Figura 7.3. Skema e simulimit në Aspen HYSYS për përpunimin e naftës bruto për seksionin e distilimit atmosferik Në figurën 7.4 është paraqitur dhe procesi i paratrajtimit, përvec seksionit të distilimit atmosferik, ndërsa në figurën 7.3 është paraqitur vetëm procesi distilimit atmosferik pa 119

145 përfshirë seksionin e paratrajtimit. Skema e simulimit për të dy proceset janë paraqitur në vijim. Figura 7.4. Skema e simulimit në Aspen HYSYS për përpunimin e naftës bruto, në të cilën përfshihet dhe procesi i paratrajtimit AGO përfaqëson solarin në skemën 7.4. Si mund të vërehet nga figurat e sipërme të dy modelet e paraqitura nuk janë kopje identike e rafinerisë së Ballshit në Shqipëri, por janë modele të modernizuara për të optimizuar procesin. Qëllimi i këtij studimi nuk ka qenë simulimi një rafinerie identike të Ballshit, por projektimi i skemave të simulimit për një proces më të optimizuar, për të treguar kushtet më optimale të punës në rafineri. Në figurën 7.3 është zgjedhur një kolonë parafraksionimi, një furrë, një kolonë distilimi atmosferike e cila përbëhet nga një kondesues dhe një rivlues. Gjithashtu kolona kryesore e distilimit atmosferik përbëhet nga tre shkëmbyesa anësorë nxehtësie dhe tre ndarësa anësorë (Shunchengji, 2001). Figura 7.4 përbëhet nga një njësi përzierësi, katër shkëmbyesa nxehtësie, një njësi shkripëzimi, një kolonë parafraksionimi dhe kolona kryesore e distilimit atmosferik. Kolona e distilimit atmosferik përbëhet nga 3 shkëmbyesa anësorë dhe 3 ndarësa anësorë Ndarësit anësorë Në ndarësit anësorë përdoret i njëjti grup ekuacionesh si në kolonën kryesore të distilimit atmosferik. Kolona preflash luan rolin e një ndarësi. Por ky ndarës ndryshon sepse ai nuk ka kondesator ose rivlues, dhe vetëm një rrymë lëngu hyn në pjatën e sipërme. Ndarësi është zgjedhur duke përdorur një përbërje të supozuar të ushqimit të lëngshëm të barabartë me përbërjen aktuale të pjatës në kolonën kryesore nga e cila ajo rrjedh. 120

146 7.3.2.Shkëmbyesit anësorë të nxehtësisë Shkëmbyesit anësor të nxehtësisë zgjidhen si kombinim i rrymës së produktit anësor dhe rrymës së ushqimit në kolonën kryesore. Rrymat nga shkëmbyesi rifuten në kolonë si ushqim, me një entalpi të reduktuar. Profili i përbërë i rrymave ndryshon midis çdo iteracioni si përbërje e pjatës. Për shkëmbyesit anësorë të nxehtësisë kërkohet të specifikohet energjia për këto rryma. PA1 Kondesator Gaz Benzine e lehte Avull PA2 Benzine e rende Kolone parafraksi onimi PA3 Kolona kryesore e distilimit atmosfer ik Avull Vajguri Avull Furre Gazoil Mbetja Figura 7.5. Skema e simulimit në të cilën produktet e lehta dërgohen në kolonën kryesore PA1 Kondesator Gaz Benzine e lehte Avull PA2 Benzine e rende Kolone parafrak sionimi PA3 Kolona kryesore e distilimit atmosfer ik Avul l Vajguri Avull Furre Gazoil Mbetja Figura 7.6. Skema e simulimit në të cilën produktet e lehta nuk dërgohen në kolonën kryesore 121

147 Për rastin e skemës së përpunimit të naftës bruto pa procesin e paratrajtimit, do të studiohen dy modele. Në rastin e parë produktet e lehta që merren nga kolona e para-fraksionimit nuk dërgohen në kolonën kryesore (figura 7.6). Ndërsa në rastin e dytë produktet e lehta që merren nga kolona e para-fraksionimit do të dërgohën në kolonën kryesore atmosferike të distilimit (figura 7.5) Procedura e simulimit për procesin pa paratrajtim. Për secilën prej mostrave është studiuar simulimi i një impianti duke përdorur simulatorin Aspen HYSYS, figura 7.3. Siç u theksua në kapitullin 6 në fillim bëhet karakterizimi i naftës bruto duke specifikuar si të dhëna hyrëse në program të dhënat eksperimentale të realizuara në laborator (densiteti, TVV, përbërja e komponimeve të lehta, vikoziteti dhe pesha molekulare). Hapat që ndiqen për simulimin paraqiten më poshtë. 1. Përcaktimi i rrymës së ushqimit. Në mënyrë që rryma e lëndës ushqyese e naftës bruto të bëhet aktive duhet të vendosen temperatura, presioni dhe prurja vëllimore e lëndës së parë. Temperatura: 185 C Presioni: bar Prurja vëllimore : bbl/day ( 80 ton/hr). 2. Instalimi i njësisë Pre-Flash. Nga palette e objekteve zgjidhet seperatori dhe bëhen përcaktimet si në figurën e mëposhtme. Figura 7.7. Instalimi kolonës parafraksionuese në Aspen HYSYS 122

148 3. Instalimi i njësisë ngrohëse dhe i përzierësit. Nga palette e objekteve selektohet ikona e furrës dhe vendosen njësitë si në figurën e mëposhtme. Rrymës dalëse nga furra i vendoset temperatura 345 C. Si rrymë hyrëse janë rrymat Avull dhe rryma në dalje të furrës, ndërsa rryma dalëse nga Mix-100 emërtohet Atms Feed 4. Më pas instalohen rrymate shkëmbyesëve anësorë të nxehtësisë, të cilët sigurojnë efikasitetin e kolonës. Gjithashtu shtohet një rrymë energjie (nxehtësie) e cila ndihmon për futjen e lëndës së parë në kolonën e distilimit. 5. Instalimi i kolonës atmosferike. Figura 7.7 paraqet simulimin e plotë të kolonës atmosferike duke përfshirë shkëmbyesit e nxehtësisë anësorë dhe ndarësit anësorë. Si kolonë simulimi është përzgjedhur Refluxed Absorber. Janë përdorur 32 pjata për kolonën e distilimit atmosferik. Rrymat hyrëse në kolonën e distilimit atmosferik janë Atms Feed dhe rryma Q-1, të cilat futen në pjatën 28. Specifikimet për kolonën atmosferike paraqiten në figurat në vijim. Pasi shtohen dhe karakteristikat anësore të kolonës procesi konvergjon shpejt në qoftë se ndiqet hap pas hapi procedura. Ka dhe raste kur simulimi nuk konvergjon. Në këtë proces distilimi për të siguruar simulimin kemi zgjedhur metodën Modified HYSIM Inside- Out. Modified nënkupton se mund të përdoren dhe metoda Newton-Raphson për të konvergjuar lakun e brendshëm (pra bilancet e masës dhe energjisë të kolonës në një temperaturë dhe presion të caktuar të specifikuara nga laku i jashtëm e cila fokusohet në llogaritjen e ekuilibrit fazor) për zgjidhjen e algoritmit. Nëse modeli i ndërtuar nuk përputhet me performancën e impiantit edhe pse është konvergjuar mund të bëhen disa rregullime. Edhe pse mund të bëhen ndryshimet e mësipërme vërehen ndryshime të vogla në rendimentin dhe profilin e cilësisë së produkteve. Faktori më i rëndësishëm në ndikimin e rendimentit dhe profilit të cilësisë së produkteve është përbërja e ushqimit. Janë përdorur tre shkëmbyesa anësorë nxehtësie dhe tre ndarësa anësorë. Të dhënat për ndarësit anësorë janë paraqitur në tabelën 7.1. Tabela 7.1. Të dhënat për ndarësit anësorë Emërtimi Vajguri Diesel Solar Pjata dalëse Pjata rikthyese Shpejtësitë e rrjedhjes (kgmol/h)

149 Tabela 7.2.Të dhënat për shkëmbyesit anësorë të nxehtësisë Emërtimi Vajguri Diesel Solar Pjata dalëse Pjata rikthyese Shpejtësitë e rrjedhjes (kgmol/h) Përpara se të përdoret modeli për të studiuar skenarë të ndryshëm operimi, duhet të sigurohemi se modeli përputhet me kushtet e kolonës së distilimit dhe me profilet e punës. Për kolonën e distilimit atmosferik profilet më të rëndësishme të punës janë: Profili i temperaturës, veçanërisht për kondesatorin, temperaturat për pjesët e sipërme dhe të poshtme. Temperatura në rrjedhjen e produkteve kryesore. Kurba e distilimit për produktet kryesore. Densiteti i produkteve kryesore. Në vijim paraqiten rezultatet përfundimtare të simulimit për secilën prej mostrave të analizuara. Prandaj është e rëndësishme të përcaktohen profili i temperaturës, presionit, të cilat janë të rëndësishmë për projektimin e kolonës së distilimit, shpejtësitë e rrjedhjes për secilën rrymë dhe sasitë e rrjedhjes për secilin prej komponentëve përbërës të naftës bruto në secilën prej pjatave, (figura 7.6). (a) 124

150 (b) (c) Figura 7.8. Profili i temperaturës (a), profili i presionit (b) dhe shpejtësive të rrjedhjes së avullit dhe lëngut (c), për naftën e vendburimit të Marinzës Përsa i përket sasive të produkteve që përftohen nga ndarësit anësorë nga tabela 7.3 vërehet se sasia më e madhe e benzinës, vajgurit dhe diesel-it prodhohet për zonën e Marinzës. Për zonën e Ballshit prodhohet sasia më e vogël e vajgurit, gazolit atmosferik dhe e mbetjes. Në sasi më të vogël benzina prodhohet në zonën e Gorishtit. Sasia më e madhe e vajgurit dhe të diesel-it rezulton në mostrat e Marinzës dhe sasia më e ulët në mostrat e Cakran-Drenovës dhe të Ballshit. Gazoili atmosferik prodhohet në sasi më të madhe në zonën e Visokës. 125

151 Nga tabela 7.4 vërëhet se kryesisht nafta e vendburimit të Marinzës kërkon më tepër energji në total krahasuar me naftat e vendburimeve të tjera, ndërsa nafta e vendburimit të Ballshit kërkon më pak energji. Për të prodhuar benzinë për naftën e vendburimit të Marinzës shpenzohet më tepër energji krahasuar me vendburimet e tjera, për të prodhuar vajguri shpenzohet më tepër energji për naftën e vendburimit të Visokës Rezultate dhe diskutime Nga rezultati i simulimit arrijmë në këto përfundime: Për zonën Cakran-Drenovë-Visokë, nga pjata 1 deri tek pjata 9 sasia e lëngut rritet dhe me pas nga pjata e 9 sasia e lëngut ulet deri tek pjata 27, më pas ka një rritje të lehtë të komponentëve deri në pjatën e fundit, 32. Rryma e ushqimit atmosferik ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi; 290 C, 296 C, 304 C dhe 313 C. Ndërsa rrymat në dalje të kolonës përbëhen nga një sasi e madhe e komponimeve benzinës (134.68% peshe) dhe diesel (67.8 % peshe), ku rryma diesel ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi, 270 C, 279 C, 290 C dhe 296 C. Në ndryshim nga zonat e tjera vendburimi i Kuçovës ka një përmbajtje më të madhe të pseudokomponentëve, përvec komponentëvë të cilët kanë një temperaturë të caktuara vlimi, në përmbajtje janë të pranishëm dhe hipokomponentë, si; Hypo 10029, Hypo10033 dhe hypo (gjithsej janë zbuluar 36 pseudokomponentë). Rryma e mbetjeve ka një sasi më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 179, 190, 202, 213, 225, 236, 248, 260, 271, 282, 294, 305, 317, 329, 340, 352, 363, 374, 386, 399, 410 dhe 421 C. Rryma vajguri ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 156 C, 167 C, 179 C dhe 190 C. Rryma diesel ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 190 C, 202 C, 213 C dhe 225 C. Rryma gazoil ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 248, 260, 271 dhe 282 C. Për zonën Ballsh ka një përmbajtje prej 28 pseudokomponentësh. Rryma e mbetjeve ka një përmbajtje të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 262 C, 269 C, 278 C, 283 C dhe 291 C. Rryma e vajgurit ka një përmbajtje të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 161 C, 194 C, 201 C, 209 C dhe 232 C. Rryma diesel ka një përmbajtje të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 247 C, 254 C, 262 C, 269 C, 278 C dhe 283 C. Ndërsa rryma gazoil ka një përmbajtje të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 269 C, 278 C, 283 C dhe 291 C. Zona Cakran-Drenovë përbëhet nga 36 pseudokomponentë, ku ndodhen dhe hypokomponentët; Hypo 10029, Hypo 10030, Hypo 10031, Hypo deri në Hypo Rryma e mbetjeve përbëhet nga një përmbajtje më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 319, 328, 338 dhe 349 C. Rryma e vajgurit ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 184 C, 195 C, 205 C, dhe 215 C. Rryma Diesel ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve më temperaturë vlimi 215 C, 226 C, 236 C, 246 C dhe 257 C. Ndërsa rryma e gazoilit ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve më temperaturë vlimi 277 C, 288 C dhe 297 C. 126

152 Zona Gorisht përbëhet nga 28 pseudokomponentë. Rryma e mbetjeve ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve më temperaturë vlimi 279 C, 286 C dhe 303 C. Rryma e vajgurit ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 169 C, 177 C, 186 C dhe 194 C. Rryma diesel ka një përmbatje më të madhe të komponimeve me temperaturë vlimi 202 C, 211 C,219 C, 228 C, 236 C dhe 244 C. Komponimet me temperaturë vlimi 270 C, 279 C dhe 286 C ndodhen në sasi më të lartë në rrymën e gazoilit. Zona e Marinzës përbëhet nga 28 komponentë. Mbetja përbëhet kryesisht nga komponentët me temperaturë vlimi 291 C, 299 C dhe 310 C. Rryma e vajgurit përbëhet nga komponentët me temperaturë vlimi 213 C, 223 C, 233 C, 242 C dhe 252 C. Rryma Diesel përbëhet nga komponentët me temperaturë vlimi 242 C, 252 C, 261 C, 271 C dhe 281 C. Ndërsa rryma e gazoilit përbëhet nga komponentët me temperaturë vlimi 291 C, 299 C dhe 310 C. Zona e Visokës ka gjithsej 28 komponentë. Mbetja përbëhet kryesisht nga këto komponente [275 C, 308 C, 319 C dhe 329 C]. Rryma e vajgurit përbëhet kryesisht nga komponentët [178 C, 189 C, 200 C, 211 C]. Rryma diesel përbëhet nga komponentët [211 C, 221 C, 232 C dhe 243 C], ndërsa rryma gazoilit përbëhet nga komponentët më këto temperatura vlimi [265 C, 275 C, 286 C dhe 297 C]. 127

153 Tabela 7.3. Të dhënat e simulimit për shpejtësitë e rrjedhjeve të rrymave hyrëse dhe dalëse në kolonën e distilimit Ushqimi atmosferik Gazet në dalje të kondesatorit Benzinë (kondesator) Mbetje uji (kondesator) Mbetje Vajguri Diesel Gazoil Njësia kg/hr Kuçova Cakran- Drenovë Visokë Gorisht Ballshi C-D-V Marinza

154 Tabela.7.4 Sasia e nxehtësise për secilin prej produkteve të përftuara Sasia e nxehtësisë Ushqimi atmosferik Gazet në dalje të kondesatorit Benzinë (Kondesator) Mbetje uji (Kondesator) Mbetje (Kondesator) Vajguri Diesel Gazoil Njësia kw Kuçova Cakran- Drenovë Visokë Gorisht Ballshi C-D-V Marinzë Shenja (-) tregon se sasia e nxehtësisë është një sasi e shpenzuar. 129

155 Nëse rryma e sipërme në njësinë flash në procesin pa paratrajtim nuk do të kalojë në kolonën e distilimit por do të dalë si një rrymë më vete, ndryshimi i vetëm do të rezultonte në sasinë e gazeve që përftohen në këtë rrymë. 7.5 Procesi i simulimit për skemën me seksionin e paratrajtimit. Për një proces më të plotë të përpunimit të naftës bruto në rafineri, në këtë studim është paraqitur dhe një skemë simulimi e cila përfshin procesin e paratrajtimit të naftës bruto, pra procesin e dehidratimit dhe shkripëzimit të saj. Në vijim është paraqitur vetëm skema e kolonës së distilimit atmosferik me përbërësit e saj, pjesë e skemës së figurës 7.4. Figura 7.9.Paraqitja e kolonës së distilimit atmosferik me pjesët përbërëse të saj, për procesin me paratrajtim të naftës bruto Gjatë procesit të simulimit janë realizuar dhjetëra skema simulimi, për të përcaktuar skemën më optimale të përpunimit të naftës bruto në rafineri. Duke u bazuar në këtë skemë janë bërë simulimet për secilën prej tre naftave bruto të vendit tonë; Marinzë, Ballsh dhe mostra e naftës bruto e përgatitur në vëllimë të barabarta Cakran-Drenovë- Visokë. Për simulimin e skemës 7.4, 7.9 janë bërë të njëjtat specifikime për temperaturat, presionet dhe shpejtësitë e rrjedhjes në hyrje, si në skemën pa seksionin e paratrajtimit. Qëllimi i skemës së mësipërme është krahasimi i rezultateve të vendburimeve me njëritjetrin, gjithashtu dhe krahasimi i rezultateve ku skema përfshin procesin e paratrajtimit me rezultatet ku skema nuk e përfshin procesin e paratrajtimit. 130

156 Tabela 7.5 Të dhënat e simulimit për procesin që përfshin seksionin e paratrajtimit Ballsh C-D-V Marinzë Emërtimi Ushqimi i kolonës Gaze që largohen Benzinë Shpejtësi rrjedhje [kg/h] Nxehtë si [kw] Shpejtësi rrjedhje [kg/h] Nxehtësi [kw] Shpejtësi rrjedhje [kg/h] Nxehtësi [kw] Emërtimi Mbetje Vajgur Diesel Gazoil Ballsh C-D-V Marinzë Shpejtësi rrjedhje [kg/h] Nxehtë si [kw] Shpejtësi rrjedhje [kg/h] Nxehtësi [kw] Shpejtësi rrjedhje [kg/h] Nxehtësi [kw] Sasia e gazeve (kg/hr) që largohet nga nafta e vendburimit Cakran-Drenovë-Visokë është më e madhe në krahasim me dy zonat e tjera. Nga tabela 7.5 vërehet se përftohet një sasi më e madhe benzine, vajguri, Diesel-i dhe Gazoil në vendburimin e Marinzës. Vendburimi i Ballshit ka sasinë më të madhe të mbetjeve. Nëse bëhet krahasimi me skemën pa seksionin e paratrajtimit vërehet se në skemën që përfshihet seksioni i paratrajtimit prodhohet një sasi % më e madhe e benzinës dhe me një sasi energjie që shpenzohet më të vogël krahasuar me skemën pa procesin e paratrajtimit. Sasia e diesel-it në naftën e vendburimit të Ballshit prodhohet në sasi më të vogël në skemën me paratrajtim (tabela 7.6). 131

157 Tabela 7.6 Krahasimet midis skemave të simulimit pa paratrajtim dhe me paratrajtim të naftës bruto Pa paratrajtim Me paratrajtim Energjia (kw) Ballsh C-D-V Marinzë Pa paratrajtim Me paratrajtim Benzinë Vajguri Diesel Benzinë Vajguri Diesel kg/hr Ballsh C-D-V Marinzë Rezultate dhe diskutime Rezultatet e simulimit për figurën 7.5 dhe 7.6 paraqesin ndryshime vetëm në sasinë e gazeve në dalje të kolonës së parafraksionimit duke mos ndikuar në asnjërën prej vlerave të tjera. Përderisa nuk ka ndryshime midis dy skemave të sipërmendura është marrë në studim skema në të cilën rryma e sipërme e kolonës së parafraksionimit futen në kolonën e distilimit atmosferik. Përsa i përket sasive të produkteve që përftohen nga ndarësit anësorë nga tabela 7.3 vërehet se sasia më e madhe e benzinës, vajgurit dhe diesel-it prodhohet për zonën e Marinzës. Për zonën e Ballshit prodhohet sasia më e vogël e vajgurit, gazolit atmosferik dhe e mbetjes. Në sasi më të vogël benzina prodhohet në zonën e Gorishtit. Sasinë më të madhe e vajgurit dhe të diesel-it ndodhen në mostrat e Marinzës dhe sasia më e ulët në mostrat e Cakran-Drenovës dhe të Ballshit. Gazoili atmosferik prodhohet në sasi më të madhe në zonën e Visokës. Nafta e vendburimit të Marinzës kërkon më tepër energji në total krahasuar me naftat e vendburimeve të tjera, ndërsa nafta e vendburimit të Ballshit kërkon më pak energji. Për të prodhuar benzinë për naftën e vendburimit të Marinzës shpenzohet më tepër energji krahasuar me vendburimet e tjera, për të prodhuar vajguri shpenzohet më tepër energji për naftën e vendburimit të Visokës. Ndërsa për skemën e cila përfshin seksionin e paratrajtimit arrijmë në këto përfundime; sasia e gazeve (kg/hr) që largohet nga nafta e vendburimit të Cakran-Drenovë-Visokë është më e madhe në krahasim me dy zonat e tjera. Nga tabela e mësipërme vërehet se përftohet një sasi më e madhe benzine, vajguri, Diesel-i dhe gazoilit nga vendburimi i Marinzës. Vendburimi i Ballshit ka sasinë më të madhe të mbetjeve. 132

158 Për të realizuar simulimin janë ndërtuar dhjetëra skema të përpunimit të naftës në Aspen Hysys. Nga këto skema simulimi u zgjodhën që të paraqiten për këtë studim dy skemat më optimale për të prodhuar një sasi më të madhe të produkteve të lehta, duke u nisur nga një vendburim i caktuar. Skema me procesin e paratrajtimit rezulton si skema më optimale për të prodhuar një sasi më të madhe të produkteve të lehta, kryesisht të benzinës ( % më shumë) dhe me një sasi energjie të shpenzuar më të ulët. 7.6 Literatura Abubakar Abdelazim Babiker, Ammer Ali Abdeljalil, Ola Mohamed Morad, Mrs. Nihad Omer Hassan, (2015), Simulation of vacuum distillation unit (VDU) and improving its productivity using Aspen HYSYS, October.JOE MAMMEN JOHN, (2014) Retrofit of heat exchanger networks of a petroleum refinery crude unit (CDU) using pinch analysis, August Diana-C. López1, Cesar-A. Mahecha2*, Luis-J. Hoyos2, Leonardo Acevedo3 and Jaime- F. Villamizar3, (2009), Optimization model of system crude oil distilation units with heat integration and metamodeling, CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro - Vol. 3 Núm. 5 Dic. 2009, (Received March 3, 2009; Accepted October 29, 2009), pg Deyab Ahmed, 2016, Process Simulation using Aspen HYSYS, V8.8, Gerald L.Kaes, (2000), REFINERY PROCESS MODELlNG. A Practiall Guide to Steady State Modeling 01 Petroleum Processes, FIRST EDITION, Consulting Chemical Engineer Chemicall'rocess Simulation Colbert, Georgia, ISBN: , Printed March James G.Speight, (2015), PhD, Fouling in Refineries, Gulf Professional Publishing is an imprint of Elsevier225 Wyman Street, Waltham, MA 02451, USA, The Boulevard, Langford Lane, Kidlington, Oxford, OX5 1GB, UK, Khalid Y. Al-Qahtani and Ali Elkamel, (2010), Planning and Integration of Refinery and Petrochemical Operationsm, Process & Control Systems Dept R-E-2790, Engin. Bldg (728A), DhahranSaudi Arabien, Prof. Ali Elkamel, University of Waterloo, Dept. of Chemical EngineeringUniversity Avenue West 200Waterloo, ON N2L 3G1, Kanada, ISBN: , 2010 WILEY-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Boschstr. 12, Weinheim, Germany. Lockett M. J., Distillation Tray Fundamentals, Cambridge: Cambridge,University Press, Prabin Kumar Pradhan, (2014), Simulation and economic analysis of crude distillation unit using Aspen HYSYS, Under the supervision of Prof. (Dr.) Mr. Arvind Kumar, NATIONAL INSTITUTE OF TECHNOLOGY, ROURKELA Department of ChemicalEngineering. 133

159 SHUNCHENG J I Norman, Optimal design of crude oil distilation plants, Oklahoma Winkle M. Van, Distillation, New York: McGraw-Hill Book Co.,

160 PËRFUNDIME DHE REKOMANDIME Për të realizuar karakterizimin e naftës bruto duhen përcaktuar disa karakteristika fizikokimike të naftës bruto me metoda klasike dhe modern. Karakterizimi është realizuar me anë të dy metodave. Ndërsa për qëllime modelimi kërkohen disa veti termofizike, sepse një model i plotë duhet gjithashtu të bëjë parashikime në lidhje me disa veti të naftës që vërehen zakonisht në rafineri. Zakonisht këto veti të naftës apo të produktit të saj përfshijnë madhësi të tilla si kurba e vërtetë e vlimit (TVV), densiteti mesatar, pesha molekulare, përbërja e komponimeve të lehta, densiteti dhe viskoziteti i fraksioneve të naftës bruto. Këto veti jo vetëm që mund të shërbejnë si indikatorë të cilësisë së produktit dhe shpërndarjes, por gjithashtu mund të kufizohen nga rregullat e përgjithshme të rafinerisë. Nga rezultatet eksperimentale të studimit arrijmë në këto përfundime: Zonat Sheqishte dhe Marinzë kanë sasinë më të madhe të mbetjeve të ngurta (0.24% dhe 0.22%), ndërsa përmbajtja më e ulët e sedimenteve ndodhet në zonat Kallm dhe Belinë (0.14% dhe 0.16%). Përsa i përket viskozitetit, mostra e Visokës cilësohet si mostra me viskozitetin më të lartë, ndërsa mostrat me viskozitetin më të ulët janë mostrat e Kuçovës dhe Cakranit. Mostrat e vendburimit të Patosit dhe Marinzës janë mostrat me densitetin më të lartë ( gr/cm 3 dhe gr/cm 3 ) ndërsa Gorishtit dhe Ballshit janë mostrat me densitetin më të ulët ( gr/cm 3 dhe 0.866gr/cm 3 ). Kryesisht mostrat e studiuara janë nafta të rënda me densitete të larta. Naftat e zonës Cakran-drenovë, Kuçovë, Kash, Gorisht janë nafta më të lehat krahasuar me zonat e tjera. Përsa i përket përmbajtjes së klorureve zonat e analizuara kanë një përmbajtje të lartë të klorureve e cila ndikon në pajisjet e ruajtjes dhe të transportit të naftës bruto. Përmbjatja e ujit është relativisht e lartë në mostrat e analizuara. Kjo sasi uji ndikon në proceset e përpunimit, blerjes dhe shitjes së naftës bruto. Një përmbjatje e ulët e ujit në naftën bruto ndikon në një kosto të ulët të trajtimit dhe ndikon në rritjen e cilësisë. Përmbajtja e ujit në naftën bruto të sapo dalë nga puset varion nga 10-90% dhe pas trajtimit ne grupet e naftës dhe në impiantet e dekantimit sasia ulet në 1-2%. Nga distilimi Engler arrijmë në përfundimin se naftat konsiderohen të gjitha të rënda për shkak se të gjitha kanë mbi 50% mbetje. Nafta e Visokës dhe e Kuçovës janë naftat më të rëndë pasi ato kanë sasinë e mbetjes më të madhe krahasuar me mostrat e tjera. Nafta e Cakran Drenovës dhe Gorishtit janë mostrat të cilat kanë sasinë më të vogël të mbetjes. Përqindjen më të lartë të fraksioneve të bardha i ka mostra e Gorishtit, ndërsa mostrat e tjera kanë një përqindje të përafërt më njëra-tjetrën. Të gjitha karakteristikat më optimale ndodhen në mostrën e përgatitur në vëllimë të barabarta e cila është mostra Cakran-Drenovë-Visokë me 14% mbetje dhe me 75 % produkte të bardha. 135

161 Teknika më e rëndësishme për ndarjen e komponimeve në naftën bruto, karakterizimin dhe indentifikimin e saj është metoda me Gas Kromatograf (GC), me detektor me jonizim flake (FID) dhe GC-MS. Nga analiza me gaz kromatograf janë arritur këto përfundime: Për të shtatë mostrat e analizuara për fraksionin e parë vërehet se komponimi C 9 (totale) ndodhet në sasi më të madhe krahasuar me komponimet e tjera. Nafta bruto e vendburimit të Gorishtit, Kucovës (impiant dekantimit) dhe Visokës ka një përmbajtje më të lartë të benzenit, ndërsa nafta bruto e vendburimit të Kuçovës (naftë e patrajtuar) ka përmbajtje të ulët të benzenit krahasuar me naftat e vendburimeve të tjera. Nafta e vendburimit të Gorishtit dhe Cakran-Drenovë kanë një përmbajtje të lartë të toluenit, ndërsa Marinza dhe Ballshi kanë një përmbajtje të ulët të toluenit. Përmbajtja më e lartë e etilbenzenit ndodhet në zonën Cakran-Drenovë, ndërsa në sasi më të vogël ndodhet në zonën e Marinzës dhe Kuçovës (naftë e patrajtuar). Ksileni ndodhet në përmbajtje më të lartë në mostrën e Kuçovës dhe Cakran- Drenovës, ndërsa në përmbajtje më të ulët në zonat e Gorishtit dhe të Ballshit. Përsa i përket shpërndarjes së n-alkaneve, përmbatja e n-c 9 ndodhet në sasi më të madhe krahasuar me komponentët e tjerë përbërës për të gjithë mostrat e studiuara. Përmbajtja e n-alkaneve nga C 12 deri në C 18 ndodhet në sasi më të madhe në vendburimin Cakran-Drenovë. Vendburimet Cakran-Drenovë dhe Gorisht kanë përmbajtjen më të lartë të n-alkaneve nga C 20 deri në C 32. Përmbajtja më e lartë e n-c 34 ndodhet në naftën e Ballshit, naftë e patrajtuar (1.37%), ndërsa e n-c36 ndodhet në zonën e Kuçovës (naftë e patrajtuar), 1.25%. Përsa i përket shpërndarjes së hidrokarbureve policiklike aromatike vendburimet karakraterizohen; Kuçova ka një përmbajtje më të lartë të pireneve (3.48%) dhe benzo[a] antracene (3.79%), Cakran-Drenova ka një përmbajtje të lartë të benzo[a] antracene dhe dibenzo[ab] antracene, Visoka ka një përmbajtje të lartë të naftaleneve (3.8%), benzo [b] fluorantrene (3.79%) dhe benzo [a] antracene, Marinza ka një përmbajtje të lartë të naftaleneve (4.411%) dhe benzo[a] antracene (4.364%), Ballshi ka një përmbajtje të lartë të naftaleneve (4.824%), pireneve (4.387%) dhe benzo[a] antracene (4.441%), ndërsa Kuçova ka një përmbatje të lartë fenantreneve (4.4399%), fluoreneve (4.609%) dhe antraceneve (4.012%). Naftat bruto të vendburimeve Gorisht dhe Cakran-Drenovë kanë përmbajtjen më të lartë të BTEX, ndërsa naftat bruto të vendburimeve të Kuçovës dhe Ballshit kanë përmbajtjen më të ulët të BTEX. Vendburimet Cakran-Drenovë dhe Gorisht kanë një përmbajtje të lartë të n- alkaneve, përkatësisht % dhe 81.41%. Vendburimet Visokë dhe Kuçovë (impiant dekantimi) kanë një përmbajtje të njëjtë të n-alakaneve, përkatësisht 59% dhe 58%. Ndërsa vendburimet e Marinzës 136

162 dhe Ballshit kanë përmbajtjen më të ulët të n-alkaneve, përkatësisht 45.92% dhe 48.37%. Nafta bruto e vendburimeve të Kuçovës (naftë e patrajtuar) dhe Visokës kanë përmbajtjen më të lartë të HPA, përkatësisht % dhe 36.87%. Përsa i përket naftave të vendburimeve të tjera përmbajtja e HPA është pothuajse e njëjtë, zona e Ballshit ka përmbajtjen më të ulët 34.12%. Përmbajtja më e lartë e BTEX ndodhet në zonën Cakran-Drenovë dhe përmbajtja më e ulët në zonat e Kuçovës ( naftë e patrajtuar) dhe Ballshit (naftë e patrajtuar). Cakran-Drenovë dhe Gorisht kanë përmbatjen më të lartë të n-alkaneve, ndërsa zonat e Visokës dhe Kuçovës e patrajtuar kanë përmbajtjen më të lartë të hidrokarbureve policiklike aromatike. Janë identifikuar 44 Hidrokarbure (GC) për fraksionet deri në 370 C. Për fraksionin e parë janë identifikuar 34% hidrokarbure, për fraksionin e dytë 27.3 % dhe për fraksionin e tretë % hidrokarbure. Klasat e hidrokarbureve të identifikuara janë 20% BTEX, 50% n-alkane dhe 30% HPA. Duke u bazuar në përmbajtjen e aromatikëve dhe n-alkaneve, naftat e vendburimeve tona mund të klasifikohen në këtë mënyrë: Naftat e vendburimit Cakran-Drenovë dhe Gorisht si nafta më një përmbajtje të lartë të aromatikëve dhe n-alkaneve, ndërsa naftat e vendburimeve të Marinzës, Ballshit dhe Kuçovës e patrajtuar kanë përmbajtjen më të ulët të aromatikëve dhe n-alkaneve. Përsa i përket përmbajtjes së HPA, naftat e vendburimeve Cakran-Drenovë, Visokë dhe Kuçovë klasifikohen si nafta më një përmbajtje të lartë të HPA, ndërsa naftat e vendburimit Marinzë dhe Gorisht klasifikohen si nafta me përmbajtje të ulët të HPA. Gjithashtu disa prej naftave të vendit tone klasifikohen dhe si nafta normale, me një përmbajtje të lartë të n-alkaneve dhe produkteve të bardha, të cilat janë naftat e vendburimeve Cakran-Drenovë dhe Gorisht. Të dyja metodat e karakterizimit kanë përdorim të gjërë, por në ditët e sotme metoda e karakterizimit me Aspen HYSYS ka një përdorim të gjerë, veçanërisht për përcaktimin e pseudokomponentëve. Nafta bruto e zonës së Marinzës ka një përmbajtje më të madhe të komponimeve aromatike sesa naftenike. Në studim janë paraqitur dhe krahasime të dhënash përsa i përket të dhënave historike me ato aktuale, të paraqitura në kapitullin e pestë, për secilin prej vendburimeve. Ku vërehet se ka një ndryshim të vlerave të fraksioneve të distilateve të përftuara gjatë distilimit Engler, në sasi më të vogël të fraksioneve në vlerat aktuale krahasuar me ato historike. Nga rezultatet historike dhe aktuale naftat e vendit tonë klasifikohen si nafta me një përmbajtje të lartë të aromatikëve dhe komponimit n-c 9, por gjithashtu ka një ndryshim në këto rezultate përsa i përket përmbajtjes së o-ksilenit. Treguesi kryesor i cili përdoret për karakterizimin e naftave bruto në bazë të llogaritjeve është faktori i karakterizimit. Në bazë të vlerës së këtij faktori 137

163 përcaktohet lloji i naftës bruto. Përvec rëndësisë që ka për karakterizimin teknologjik të lëndës së parë, faktori i karakterizimit përdoret në formula të ndryshme të cilat shërbejnë për përcaktimin e kostanteve fizike dhe për saktësimin më të mirë të kostanteve të përcaktuara në funksion të karakterit kimik të fraksionit. Nga karakterizimi me metodën e treguesëve fiziko-kimikë arrijmë në këtë përfundim; Vlerat e faktorit të karakterizimit janë më të vogla se 9.8, përjashtim bëjnë dy fraksionet e para të mostrës Cakran-Drenovë-Visokë të cilat klasifikohen si aromatike. Duke pasur parasysh të gjitha karakteristikat dhe të dhënat për pseudokomponentët përdoret programi Aspen HYSYS për karakterizimin e naftës bruto për shtatë mostrat e vendburimeve kryesore të marra në studim. Në varësi rezultateve të simulimit për karakterizim naftat e vendburimeve të Ballshit, Cakran-Drenovës, Gorishtit klasifikohen si naftenike -aromatike, ndërsa naftat e Kuçovës, Marinzës, Visokës klasifikohen aromatike dhe mostra e përgatitur e naftës bruto të zonave Cakran-Drenovë-Visokë klasifikohet naftenike + aromatike. Nga krahasimi i rezultateve eksperimentale të dy metodave të përdorura (klasike dhe moderne) në përgjithësi kurbat e distilimit përputhen mirë me njëra-tjetrën. Ka nje devijim në pjesën e fillimit të kurbave të distilimit, kjo ndodh për shkak sepse gjatë procesit të distilimit u identifikua që mostrat e naftave bruto të vendit tonë të marra në impiantet e dekantimit nuk përmbajnë sasi të madhe të fraksionit të lehtë të benzinës. Mostra të cilat kanë një përputhshmëri të lartë përsa i përket dhe pjesës fillestare të kurbës është mostra e Marinzës, Visokës dhe e Cakran-Drenovës, ndërsa mostra me një përputhshmëri të sakta të kurbave (duke përjashtuar pjesën e fiilimit të kurbës) është mostra e Gorishtit. Përputhshmëria e kurbave të distilimit vërteton saktësinë e distilimit Engler. Për të realizuar simulimin për optimizimin e procesit të simulimit në këtë studim janë përdorur dy skema në Aspen Hysys. Në njërën është paraqitur dhe procesi i paratrajtimit, përveç seksionit të distilimit atmosferik, ndërsa në skemën tjetër është paraqitur vetëm procesi distilimit atmosferik pa përfshirë seksionin e paratrajtimit Qëllimi i studimit është të optimizohet procesi duke zgjedhur modelet më optimale të përpunimit të naftës bruto në rafineri. Për rastin e skemës së përpunimit të naftës bruto pa procesin e paratrajtimit, janë studiuar dy modele. Në rastin e parë produktet e lehta që merren nga kolona e para-fraksionimit nuk dërgohen në kolonën kryesore. Ndërsa në rastin e dytë produktet e lehta që merren nga kolona e para-fraksionimit do të dërgohen në kolonën kryesore atmosferike të distilimit. Nga simulimi rezultojne se dy skemat kanë ndryshim vetëm në sasinë e gazeve në dalje të kolonës se parafraksionimit. Në të dyja skemat e simulimit për të përftuar një sasi të madhe benzinë, vajguri dhe diezel rekomandohet të përdoret nafta e vendburimit të Marinzës. 138

164 Përsa i përket sasive të produkteve që përftohen nga ndarësit anësorë për skemën pa paratrajtim vërehet se sasia më e madhe e benzinës, vajgurit dhe diesel-it prodhohet për zonën e Marinzës. Për zonën e Ballshit prodhohet sasia më e vogël e vajgurit, gazolit atmosferik dhe e mbetjes. Në sasi më të vogël benzina prodhohet në zonën e Gorishtit. Sasinë më të mëdha të vajgurit dhe të diesel-it ndodhen në mostrat e Marinzës dhe sasia më e ulët në mostrat e Cakran-Drenovës dhe të Ballshit. Gazoili atmosferik prodhohet në sasi më të madhe në zonën e Visokës. Nafta e vendburimit të Marinzës kërkon më tepër energji në total krahasuar me naftat e vendburimeve të tjera, ndërsa nafta e vendburimit të Ballshit kërkon më pak energji. Ndërsa për skemën e cila përfshin seksionin e paratrajtimit arrijmë në këto përfundime; sasia e gazeve (kg/hr) që largohet nga nafta e vendburimit të Cakran- Drenovë-Visokë është më e madhe në krahasim me dy zonat e tjera. Përftohet një sasi më e madhe benzine, vajguri, Diesel-i dhe gazoilit nga vendburimi i Marinzës. Vendburimi i Ballshit ka sasinë më të madhe të mbetjeve. Për të realizuar simulimin janë ndërtuar dhjetëra skema të përpunimit të naftës në Aspen Hysys. Nga këto skema simulimi u zgjodhën që të paraqiten për këtë studim dy skemat më optimale për të prodhuar një sasi më të madhe të produkteve të lehta, duke u nisur nga një vendburim i caktuar. Skema me procesin e paratrajtimit rezulton si skema më optimale për të prodhuar një sasi më të madhe të produkteve të lehta, kryesisht të benzinës ( % më shumë) dhe me një sasi energjie të shpenzuar më të ulët. 139

165 REKOMANDIME Në këtë studim janë paraqitur rezultatet për karakterizmin e naftave dhe fraksioneve të saj vetëm për pjesën e distilimit atmosferik. Simulatori Aspen HYSYS është një risi për optimizimin e proceseve të përpunimit të naftës bruto, duke qenë se në Shqipëri një program i tillë nuk është përdorur dhe nuk ka një impiant pilot të përpunimit të naftës bruto. Me Aspen HYSYS ne jemi në gjendje të përcaktojmë kushtet më optimale të punës për një proces efikas dhe për një përdorim të plotë të naftave bruto. Në përfundim të këtij punimi në një fushë shkencore të sapo eksploruar do të rekomandoja: Eksperienca dhe metodika e përshkruar në këtë studim mund të shërbejë për studime të mëtejshme edhe për distilimin në vakum, duke bërë karakterizimin e naftave bruto për fraksionet me temperaturë vlimi mbi 370 C. Mostrat e naftës bruto para se të distilohen duhen të jenë të paratrajtuara në mënyrë industriale, sepse në rast të kundërt është i pamundur distilimi Engler i tyre. Rekomandohet që përmbajtja e ujit në naftën bruto që do të trajtohet të jetë në nivelet më të ulëta se 0.2 %. Për një karakterizim më të plotë të naftave bruto është e nevojshme që të analizohen mostra që përmbajnë dhe fraksionin 28 C-100 C. Sugjeroj që në të ardhmen të bëhen studime më të thelluara të përbërjes fiziko-kimike të nënprodukteve të naftës për një identifikim më të plotë të komponentëve përbërës, duke përdorur metoda bashkëhore analizimi. Në programin Aspen Hysys përcaktohen vetëm komponimet për intervalin e temperaturave të kurbës së distilimit Engler (deri në 370 C). Prandaj është e nevojshme që të realizohet edhe fraksionimi i mbetjeve me temperatura më të larta vlimi se 370 C (me proces distilimi në vakum), pa ndryshim të karakteristikave fiziko-kimike të përbërësve hidrokarburë. Rekomandoj që në studime të mëvonshme të realizohen skema simulimi dhe për impiantin e distilimit në vakum, duke pasur parasysh që naftat e vendburimit tonë klasifikohen si nafta të rënda. Sugjeroj që në të ardhmen të arrihet të realizohen skema simulimi më të thjeshta praktikisht, duke u nisur nga një rrymë ushqimi me përbërje nga të gjitha naftat bruto të vendburimeve në Shqipëri, duke u nisur nga rezultatet e simulimit të pasqyruara në këtë dizertacion. Rekomandoj që në bazë të skemave të simulimit të paraqitura në dizertacion të përcaktohet dhe kostoja optimale e procesit. 140

166 SHTOJCA A KOMPONENTËT PËRBËRËS TË NAFTAVE BRUTO TË VENDBURIMIT TË MARINZËS Pusi 5190 Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C

167 Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc) Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H Totali AROMATIKET Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

168 Pusi 5269 Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc)

169 Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE 48.9 Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H AROMATIKET 80 Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

170 Pusi 5164 Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc)

171 Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE 48.9 Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H AROMATIKET 80 Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

172 Pusi 5360 Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc)

173 Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE 48.9 Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H AROMATIKET 80 Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

174 Impiant Dekantimi Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc)

175 Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE 48.9 Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H AROMATIKET 80 Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

176 Pusi 5059 Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc)

177 Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE 48.9 Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H AROMATIKET 80 Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

178 Pusi 5358 Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc)

179 Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE 48.9 Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H AROMATIKET 80 Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

180 Pusi 5114 Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc)

181 Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE 48.9 Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H AROMATIKET 80 Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

182 Pusi 5430 Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc)

183 Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE 48.9 Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H AROMATIKET 80 Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

184 Pusi 5167 Pika e vlimit, C Emrat e komponentëve Simbolet kimike Fraksioni molar Fraksioni në masë Karakteristikat e llogaritura Azot N Mostra totale Dioksid Karboni CO Pesha molekulare Sulfur hidrogjeni H2S Densiteti(g/cc) metan C Etan C Fraksioni C Propan C Pesha molekulare i-butan i-c Fraksioni molar n-butan n-c Densiteti(g/cc) i-pentan i-c n-pentan n-c Fraksioni C Hekzane C Pesha molekulare Heptane C Fraksioni molar Oktane C Densiteti(g/cc) Nonane C Dekane C Undekane C Fraksioni C Dodekane C Pesha molekulare Tridekane C Fraksioni molar Tetradekane C Densiteti(g/cc) Pentadekane C Hekzadekane C Heptadekane C Fraksioni C Oktadekane C Pesha molekulare Nondekane C Fraksioni molar Eicosanes C Densiteti(g/cc)

185 Heneicosanes C Docosanes C Tricosanes C Tetracosanes C Pentacosanes C Hekzacosanes C Heptacosanes C Oktacosanes C Nonacosanes C Mbi Tricontanes Plus C NAFTENE 48.9 Ciklopentane C5H Metilciklopentan C6H Ciklohekzan C6H Metilciklohekzan C7H AROMATIKET 80 Benzen C6H Toluen C7H Etilbenzen+p.m-Ksilen C8H o-ksilen C8H ,2,4-Trimetilbenzen C9H Totali Totali

186 SHTOJCA B Të dhënat e karakterizimit me Aspen Hysys Vendburimi Ballsh Komponimi Mole wt Densiteti Viskoziteti Viskoziteti (kg/m 3 ) 1,cp 2,cp NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Komponimi T k ( C) P k (atm) Faktori Watson NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_

187 NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Vendburimi Cakran-Drenovë Komponimi Mole wt Densiteti Viskoziteti Viskoziteti (kg/m3) 1,cp 2,cp NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Komponimi T k ( C) Faktori Watson P k (atm) NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_

188 NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Vendburimi Gorisht Komponimi Mole Densiteti Viskoziteti Viskoziteti (kg/m3) 1,cp 2,cp NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Komponimi T k ( C) P k (atm) Faktori Watson NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_

189 NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Vendburimi Kuçovë Komponimi Mole wt Densiteti Viskoziteti Viskoziteti (kg/m3) 1,cp 2,cp NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Komponimi T k ( C) P k (atm) Faktori Watson NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_

190 NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Vendburimi Marinzë Komponimi Mole wt Densiteti Viskoziteti Viskoziteti (kg/m3) 1,cp 2,cp NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_

191 Komponimi T k ( C) P k (atm) Faktori Watson NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ Vendburimi Visokë Komponimi Mole wt Densiteti Viskoziteti Viskoziteti (kg/m3) 1,cp 2,cp NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_

192 NBP_ NBP_ Komponimi Tk( C) P k (psig) P k (atm) Faktori Watson NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_ NBP_

193 SHTOJCA C Metodika e zhvillimit të eksperimenteve C.1.Analiza S.A.R.A Në fillim asfaltenet precipitohen në n-heptan. Nafta e diasfaltuar injektohet në gaz kromatograf në fazë të lëngët. Hidrokarburet e ngopura treten me n-heptan, komponimet aromatike me një vëllim 2:1 me n-heptan dhe toluene, ndërsa rrëshirat treten me një vëllim të njëjtë diklormetani, tolueni dhe metanoli. Në këtë rast mund të përdoret standarti ASTM D C.2. Procedura e largimit të ujit nga mostrat e naftës bruto Metoda bazohet në ç emulsionimin e naftës bruto. Merret një enë 500 ml ose 1litërshe në të cilën do të shtohet nafta që do të trajtohet. Madhësia e enës kimike është në varësi të sasisë së naftës që do të merret në analizë. Kjo sasi nafte përzihet me një sasi të caktuar tretësirë kripe dhe pasi është uniformizuar shtohen 3-4 pika demulgator. Më pas mostra e përgatitur, e mbyllur në mënyrë hermetike në mënyrë që të mos largohen komponimet e lehta, vendoset për 24 orë në banjë mari në temperaturën 84 C. Figura C.2.1.Trajtimi i mostrave në banjomari, 84 C Çdo 8 orë mostrat në termostat, duhet të ftohen dhe të përzihen fuqimisht që të prishen emulsionet. Enët në të cilat bëhet trajtimi dhe ruajtja e tyre gjatë procesit duhet të jenë të izoluara sa më mirë të jetë e mundur sepse gjatë ngrohjes në banjomari, nafta bruto mund të humbasë fraksionet e lehta. Pas 24 orësh në mënyrë që të ndahet fazat midis ujit dhe naftës është e nevojshme që nafta të centrifugohet. Për këtë proces përdoret një centrifugë të tipit IEC CENTRA-R8. 168

194 (a) (b) Figura C.2.2 (a) Paraqitja e centrifuges së tipit IEC CENTRA R8, (b) Largimi i ujit në mostrat e naftës pas procesit të centrifugimit. Pas procesit të centrifugimit është arritur prishja e emulsionit naftë ujë. Për të larguar ujin në pjesën e poshtme të naftës përdoret një shiringë me anë të së cilës largohet uji derisa në enën të mbetet vetëm naftë bruto. Për të qënë të sigurt që është larguar e gjithë sasia e ujit, nafta vendoset në një hinkë ndarëse dhe lihet në qetësi për disa minuta. Në qoftë se në naftë ka mbetur përsëri ujë mostra trajtohet edhe njëherë në centrifugë. Pas këtij procesi mostra është gati për procesin e distilimit. C.3. Analiza me gaz kromatograf Temperatura e injektorit dhe e dedektorit u vendosën respektivisht në 280 C dhe 300 C. Mënyra e injektimit u zgjodh split (1:100). Si gaz mbartës dhe gaz ndihmës u përdor azoti me prurje totale respektivisht 1 ml/min dhe 24 ml/min. Temperatura fillestare e furrës u mbajt 50 C për dy minuta më pas u rrit në 150 C me 6 C /min. Pas kësaj në 280 C me 8 C /min dhe së fundi në 300 C me 10 C/min. Në 300 C u mbajt për dy minuta. U injektua për çdo mostër një vëllim prej 2 μl. Të dhënat sasiore të komponimeve të analizuar paraqiten në % kundrejt totalit. C.4 Përcaktimi i densitetit dhe viskozitetit me pajisjen Anton Paar SVM 3000 Mbushja me mostër e pajisjes kryhet thjeshtë dhe me lehtësi me anë të një shiringë. Parimi unik matës kërkon vetëm një vëllim të vogël mostre. Pas arritjes së temperaturës të caktuar, instrumenti kryen matjen e viskozitet dhe densitetit. Vlerat e fituara mund të dërgohen në një PC. C.5 Përcaktimi i përmbajtjes së ujit dhe sedimenteve në mostrat e naftës bruto Metoda e përcaktimit është e shpejtë. Një sasi nafte bruto vihet në lëvizje në një centrifuge me shpejtësi të madhe. Dihet se shpejtësitë e fundërrimit të piklave të ujit dhe të papastertive mekanike në këtë rast janë përpjestimore me ndryshimin e densiteteve të tyre me anë të naftës dhe me katrorin e numrit të rrotollimeve në njësinë e kohës. Në 169