Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

  • Переработка Нефти
  • Позволь им описать неописуемое.
  • Дж Г. Байрон «Паломничество Чайлд-Гарольда»

Что такое сырая нефть? Чтобы ответить на этот воп­рос, нужно прежде всего сказать, чем она не является.

Нефть — не индивидуальное химическое соединение, а смесь соединений. Наиболее интересное свойство, харак­теризующее поведение нефти, проявляется при нагрева­нии.

Если нагреть нефть до температуры кипения и вы­держивать ее в этом состоянии, она полностью не испа­рится.

Для сравнения рассмотрим воду. Нагреем сосуд с во­дой до 100°С (212°F) и сохраним подогрев. Что произой­дет? Вода начнет кипеть и постепенно испаряться, и в конце концов, если продолжать нагревание — она вся выкипит.

  1. Если бы в сосуде с водой был термометр, Вы бы обнаружили, что перед испарением последней порции воды температура все еще остается на уровне Так
  2. Получилось, потому что химическое соединение Н2О ки­пит именно при этой температуре. При атмосферном дав­лении температура кипения воды — 100°С, не больше и
  3. Меньше.
  4. Состав сырой нефти

Вернемся к нефти. В отличие от воды, это не одно химическое соединение, а смесь нескольких тысяч разных Соединений. Некоторые из них очень простые, например, (метан); а некоторые — сложные, как, например, 8sH6o. Формулы СН4 и С85Н60 — это шифры (брутто-

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

Рис. 2.1. Температура кипения воды 100°С (212°F)

Формулы) определенных химических соединений, понят­ные для химика. Более подробно мы обсудим этот вопрос позднее (чтобы не увязнуть раньше времени).

Большин­ство веществ, входящих в состав нефти, — это опреде­ленные комбинации атомов углерода и водорода, кото­рые называются углеводородами.

Важно, что каждое из этих соединений характеризуется своей собственной тем­пературой кипения, и в этом заключается самое полезное и наиболее широко используемое в нефтеперерабатываю­щей промышленности физическое свойство нефти.

Кривые разгонки

Чтобы все стало понятно, возьмем тот же сосуд и заполним его сырой нефтью средней плотности. Затем
поднесем к нему горелку и начнем нагревать нефть. Ког­да температура достигнет 65°С (150°F), сырая нефть за­кипит. Теперь мы продолжим нагревание, так чтобы тем­пература оставалась на этом уровне. Через некоторое вре­мя мы заметим, что нефть перестала кипеть.

Следующий шаг состоит в том, чтобы прибавить пла­мя горелки и нагреть нашу нефть приблизительно до 230°С (450°F). Она снова начнет кипеть, а через некоторое вре­мя опять перестанет.

Такие шаги можно повторять снова и снова, и все меньше нефти будет оставаться в сосуде. Возможно, Вы уже поняли, что происходит. На первой стадии испари­лись соединения с температурами кипения ниже (150°F); те, что кипят в интервале от 65 до 230°С (450°F), испарились на второй стадии, и так далее.

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

Сырая нефть кипит при

65°С и 230°С и 400°С и 480°С

(150°F)… (450° F)… (750°F)… (900°F)..

Рис — 2.2. Температура кипения сырой нефти,

Таким образом мы получили так называемую кривую разгонки нефти. Это график, на одной оси которого от­кладывается температура, а на другой — общий объем­ный процент выкипевшей нефти. Каждый вид сырой не­фти характеризуется своей собственной уникальной кри-

  • У 1000 (538) tu
  • О
  • G 800 (427) *
  • С
  • § 600 (315)
  • 03 й! з
  • & 400 (204) с S и
  • Н 200 (93)
/ /1
/ /
/
20 30 60 80 100 Общая объемная доля, %

Рис. 2.3. Кривая разгонки сырой нефти

Вой разгонки, которая помогает определить, какие хи­мические соединения содержит данная нефть. Как пра­вило, чем больше атомов углерода в соединении, тем выше его температура кипения, как показывает следую­щий пример:

Соединение Брутто-формула Температура Плотность
Кипения, °С Lbs/gal* (г/см3)
Пропан С3Н8 -42,0 4,2 (0,50)
Бутан С4Н10 -0,5 4,9 (0,59)
Декан СюН22 174,0 6,1 (0,73)

* lbs/gal = фунт/галлон (0,1198 г/см3)

Фракции

Для дальнейшего обсуждения характеристик сырой нефти будет полезно собрать определенные соединения в группы, называемые фракциями. Фракция (или погон) объединяет все соединения, которые кипят между каки­ми-либо двумя температурами, а эти температуры назы­вают границами кипения фракции или пределами выки­пания.

Обычно сырая нефть содержит следующие фракции

Температуры кипения Фракции
Менее 32°С (90°F) Углеводородные газы
(бутан и более легкие газы)
32-105°С (90—220°F) Бензин (газолин)
105—160°С (220—315°F) Нафта (тяжелый бензин, бензино-
Лигроиновая фракция, лигроин)
160—230°С (315-450°F) Керосин
230—430°С (450—800°F) Газойль
Выше 430°С (800°F) Остаток (мазут)

В других главах много внимания будет уделено харак­теристикам отдельных фракций, но кое-что понятно уже из названий.

Важно отметить, что различные нефти сильно разли­чаются по составу. В легких нефтях обычно больше бензи­на, нафты и керосина, а в тяжелых — газойля и мазута.

Возможно, Вы уже пришли к выводу, что вес и темпера­тура кипения соединения взаимосвязаны. Это и в самом деле так. В целом, чем тяжелей соединение, тем выше его температура кипения.

И наоборот, чем выше границы кипения фракции, тем тяжелее фракция.

Фракционирование сырой нефти

Чтобы собрать воедино все сказанное выше по поводу кривых разгонки, будет полезно проделать некоторые арифметические действия. Возьмем кривые для двух сырых Нефтей, показанные на рисунке 2.5, и определим на осно­вании стадий разгонки, в какой из этих нефтей выше со­держание керосиновой фракции (больший керосиновый погон). Керосин кипит в интервале 160—230°С (315—450°F).

Используя рисунок 2.5, проделаем следующие опера­ции:

Для более тяжелой нефти начнем от точки 160°С (315°F) на оси ординат и будем двигаться вправо до пересечения с кривой разгонки. Точку пересечения обозначим точка А. Точка А соответствует 26% на оси абсцисс.

Теперь начнем от 230°С (450°F) и будем двигаться вправо до пересечения с той же самой кривой, полу­чив таким образом точку В. Она отвечает 42% на оси абсцисс.

V,
Т Яжел Ая не( M> —
/ / Іегка Я неф
В/ B
As 44-
1 1 1
1 і
К
І
■169И -І т і І
  1. 10 30 50 70
  2. Общая объемная доля, %
  3. 90

Рис. 2.5. Керосиновая фракция в двух типах сырой нефти.

Рассчитаем изменение объемной доли от исходной до конечной точки кипения керосина, что составляет 42 — 26 = 16%. Таким образом, более тяжелая нефть содержит 16% керосина.

  • Температура кипения, °F (°С) 1000 (538)
  • 900 (482)
  • 800 (427)
  • 700 (371)
  • 600 (315)
  • 500 (260)
  • 400 (204)
  • 300 (149)
  • 200 (93)
  • 100 (38)
  • А теперь те же самые операции проделаем для легкой нефти и найдем 66,5 — 48,5 = 18%.
  • Значит, легкая нефть содержит больше керосина, чем тяжелая.
  • Плотность

Плотность характеризует массу соединения. Химики Постоянно используют величину, называемую относи­
тельной плотностью, которая является отношением масс неизвестного вещества и хорошо известного, например воды.

Относительная плотность вещества — это масса неко­торого объема этого вещества, деленная на массу того же объема воды.

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

Похоже, химический подход показался технологам слишком примитивным. Действительно, в нефтеперера­батывающей промышленности наиболее широко исполь­зуется такая хитрая величина, как API (плотность, выра­женная в единицах Американского института нефти). По какой-то давно забытой причине, плотность API, кото­рая измеряется в градусах, находят по следующей фор­муле:

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

  1. Если эти формулы повертеть так и сяк, то обнаружатся некоторые факты и зависимости, на которые можно мыс­ленно опереться, обдумывая введенные понятия.
  2. Для воды относительная плотность равна 1, a API = 10°.
  3. Чем больше величина плотности в «API, тем легче соединение.
  4. Для относительной плотности все наоборот.
  5. Ниже приведены примеры типичных величин плотно­сти:

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

Содержание серы

Теперь уместно обсудить еще один параметр, по кото­рому могут различаться сырые нефти, а именно содер­жание серы. Природа наделила сырую нефть таким не­удобным свойством, как переменное количество серы в зависимости от типа нефти.

Еще более усложняет ситуа­цию то обстоятельство, что сера содержится не в виде элементной серы, а в виде соединений.

Это означает, что °на химически связана с молекулой какого-нибудь угле­водорода, так что соединения такого типа не так легко отделить от соединений, состоящих только из углерода и водорода.

  • Когда обсуждают сырые нефти с различным содержа­нием серы, их обычно подразделяют на «сладкие» (sweet) 11 «кислые» (sour).* Эта классификация, которая на пер­вый взгляд кажется необычной и несколько восточной, ,1а самом деле имеет гораздо большее отношение к вкусу,
  • Их называют в США, а в Европе и России нефти делятся
  • Амалосернистые, сернистые и высокосернистые.

Чем Вы могли бы подумать. Давным-давно, когда добыча нефти в Пенсильвании только начиналась, нефть исполь­зовалась в качестве лампового масла для освещения поме­щений вместо китового жира.

Если керосиновая фракция содержала слишком много серы, то ее сгорание сопро­вождалось отвратительным запахом. На нефтяных место­рождениях Пенсильвании керосин пробовали на вкус, чтобы узнать, пригоден ли он для отправки на рынки Нью-Йорка и Филадельфии.

Если керосин оказывался сладким, его признавали годным, а если кислым — то считался негодным.

По принятой в настоящее время классификации «слад­кие» (малосернистые) нефти содержат не более 0,5 мас.% серы, а кислые (сернистые) — не менее 2,5 мас.%.

Не­фти с промежуточным содержанием серы иногда назы­вают «среднесладкими» или «среднекислыми», но грани­ца между этими категориями четко не обозначена.

Что для одного сладко, для другого может быть кисло — а на вкус нефть больше не пробуют.

Читайте также:  Нефть и производство нефтепродуктов: химическое производство

Измерение объема сырой нефти

Разработка нефтяных месторождений в Пенсильвании положила начало еще одной договоренности.

На первых порах нефть доставляли на рынок в вагонах или на же­лезнодорожных платформах в 50-галлонных винных боч­ках (1 галлон США равен 3,785 л).

Чтобы учесть потери во время транспортировки, в пункте назначения оплачива­лось только 42 галлона. Оплата и теперь производится из того же расчета. Производители вскоре догадались столько нефти и отправлять.

В настоящее время для измерения количества нефти сложилось два стандарта. В США, где транспортировка сначала осуществлялась по железной дороге в бочках или в цистернах, а впоследствии — по нефтепроводу, проще всего было измерять нефть по объему. В других странах, преимущественно в Европе, нефть в основном транспор — по морю. В этом случае более удобно определять

Вес (водоизмещение). В результате, в США коммерческие операции с нефтью производятся в баррелях (1 нефтя­ной баррель равен 159 л), а в Европе чаще в тоннах.

Резюме: На рисунке 2.7 показаны кривые разгонки для пяти различных сырых нефтей, три из которых добы­ваются в США, а две — в других странах. Некоторые из них содержат больше легких фракций, а другие — боль­ше тяжелых. Цены на эти нефти также различны, поэто­му их переработка не одинаково выгодна, особенно если учитывать необходимое для этого оборудование.

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

УПРАЖНЕНИЯ

1. (а) Начертите кривые разгонки для следующих сырых нефтей.

Объемные %

Оклахомская малосернистая Калифорнийская тяжелая
Менее 45°С (113°F) 5,1
45—105°С (113—220°F) 9,2
105—125°С (220—260°F) 4,0
125—155°С (260—315°F) 5,7 4,2
155—200°С (315—390°F) 9,3 5,1
200—230°С (390—450°F) 5,4 4,8
230—260°С (450—500°F) 5,8 8,5
260—290°С (500—550°F) 4,7 7,9
290—345°С (550—650°F) 10,8 8,0
345—400°С (650—750°F) 8,6 14,8
400—480°F (750—900°С) 13,5 15,1
480—540°С (900—1000°F) 5,9 13,4
Более 540°С (1000°F) 12,0 18,1

(б) Сколько нафты (105—155°С или 220-315°F) содер­жится в каждой из этих нефтей?

2. Представьте себе, что у Вас есть две колбы, содержа­щие равные объемы нефтяного битума (API 11°) и на­фты (API50°). Определите плотность API продукта, кото­рый получится при их смешивании. Имейте в виду, что ответ не 30,5°/4Р/.

Ill

Если вы хотя бы раз в своей жизни анализировали варианты топлива для автономной системы газоснабжения, то наверняка встречались с такой разновидностью, как пропан-бутановая смесь. У пытливого ума тут же возникает …

Если Вам слишком жарко, уходите из кухни Гарри С Трумэн Многие экономические соображения, влияющие на производство различных нефтепродуктов, связаны с ко­личеством теплоты, которое выделяется при их сжига­нии. Действительно, чтобы выбрать, …

Уильям Д. Леффлер Начало—самая важная часть работы Платон «Республика» Если Вы открыли эту книгу, Вам уже не требуется введение в ее предмет — Вы и так им занимаетесь. Вряд ли …

Источник: https://msd.com.ua/pererabotka-nefti/xarakteristiki-syroj-nefti/

Фракционный состав нефти и нефтепродуктов

Фракции нефти определяются лабораторным путем, поскольку продукт содержит органические вещества, обладающие разным давлением насыщенных паров. О температуре кипения, как таковой, говорить нельзя, но вычисляется начальная точка и предел.

Определенный интервальный промежуток кипения нефти +28-540°С. По нему определяется фракционный состав нефти. Он регламентирован стандартом ГОСТ 2177-99. За начало кипения принята температура, при которой появляется конденсат. Завершением кипения считается момент прекращения испарения паров.

Лабораторные испытания проходят на перегонных аппаратах, где фиксируются устойчивые показания и выводится кривая температур кипения методом перегонки. Разделение нефти и нефтепродуктов на фракции до +200°С производится при атмосферном давлении.

Остальные в более высоких температурах отбираются под вакуумом, чтобы не произошло разложения.

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

Методы определения фракционного состава нефтепродуктов

Фракционирование нефти необходимо, чтобы выбрать направления переработки сырьевой базы, узнать точное содержание базовых масел при перегонке нефти. На основании этого классифицируются все свойства фракций.

  • Метод A — использование автоматических аппаратов для определения фракционного состава нефти и отдельных псевдокомпонентов. Колбы используются из термостойкого стекла, дно и стенки которых одинаковой толщины.
  • Метод B – применение четырехгнездного, или шестигнездного аппарата. Колбы с круглым дном вместимостью 250 см3. Метод применяется только для разгонки темных нефтепродуктов.

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

Виды и свойства нефтяных фракций

Фракционный состав нефти определяется согласно российскому стандарту перегонки или ректификации, который соответствует разгонке Эглера. В основе разделение сложного состава углеводных газов на промежуточные элементы. На основе кипения высоких температур классифицируется 3 вида переработки нефти.

  • Простая перегонка — во время испарения пар конденсирует.
  • Дефлегмация — только высококипящие пары выделяют конденсат и возвращаются обратно в общую смесь в виде флегмы. Низкокипящие пары полностью испаряются.
  • Ректификация — процесс соединения двух предыдущих видов обработки, когда достигается максимальная концентрация и конденсирование низкокипящих паров.

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

В процессе определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов, а также их свойств, происходит разделение на следующие виды фракций:

  • легкие (к этому типу относят бензиновую и петролейную) – выходят при температуре до 140°С при атмосферном давлении;
  • средние (сюда относятся: керосиновая, дизельная, лигроиновая) при атмосферном давлении в интервале температур 140-350°С;
  • при вакуумной переработке и температурах более 350°С получаются фракции, которые называют тяжелые (Вакуумный газойль, гудрон).

Фракции также делят на светлые (сюда относят легкие и средние) и темные или мазуты (это тяжелые фракции).

Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

А теперь подробнее об основных видах нефтяных фракций:

Петролейная фракция

Эфир или масло Шервуда — это бесцветная жидкость, которая состоит из пентана и гексана. Сразу испаряется при невысоких температурах. Является растворителем для создания экстрактов, топливо для зажигалок, горелок. Получается при температурах до + 100°С.

Бензиновая фракция

Бензиновая фракция нефти построена на сложной схеме углеродных соединений, которые выкипают при температуре + 140°С. Основное применение — используется для получения топлива к двигателям внутреннего сгорания и в качестве сырья в нефтехимии. В основе бензиновой фракции парафиновые вещества: метилциклопентан, циклогексан, метилциклогексан.

Бензин содержит жидкие алканы в составе- природные, попутные, газообразные. Они подразделяются также на разветвленные и неразветвленные. Состав зависит от качественного соотношения компонентов сырья. Это говорит о том, что хороший бензин получается далеко не их всех сортов нефти.

Ценность вида в том, что в процессе распада на соединения, образуются ароматические углеводороды, доля которых в сырьевой массе катастрофически мала.

Лигроиновая фракция

Подвид включает в себя тяжелые элементы. Насыщенность ароматическими углеводородами больше, чем у других соединений.

Является компонентом для производства товарных бензинов, осветительных керосинов, реактивного топлива, органическим растворителем. Выступает как наполнитель бытовой техники. Химический состав: полициклические, циклические и ненасыщенные углеводороды.

Отличается наличие серы, процент от общей массы которой зависит от месторождения, уровня залегания и качества сырьевого продукта.

Керосиновая фракция

Керосиновая фракция нефти — в первую очередь это топливо для реактивных двигателей. Используется в производстве лакокрасочной продукции и добавляется как растворитель в краску для стен и полов.

Выступает сырьем в процессах синтеза веществ. Соединения углеводов с повышенным содержанием парафина. Наблюдается низкое содержание ароматических углеводов.

Керосиновая фракция выделяется при атмосферной перегонке в пределах + 220°С.

Дизельная фракция

Подвид находит применение в изготовлении дизельного топлива для быстроходных видов транспорта, а также используется как вторичное сырье.

В процессе обработки выделяется керосин, используемый для в лакокрасочной промышленности и приборостроении, изготовлении химии для автотранспорта. Преобладание смесей углеводородов нафтена.

Для получения топлива, которые не застывает при -60°С, состав проходит карбамидную депарафинизацию. Это перемешивание всех компонентов в течение 1 часа и последующая фильтрация через воронку Бюхнера.

Мазут

Качественный состав смеси: масла смол, органические соединения с микроэлементами. Углеводородные компоненты: асфальтен, карбен, карбоид. При вакуумной перегонке из мазута производится гудрон, парафин, технические масла.

Основное применение — жидкое топливо для котельных за характеристики вязкости. Топочный мазут подразделяется на 3 основных вида: флотский, средне-котельный и тяжелый. Последний применяется на ТЭЦ, средний вид — в котельных предприятий.

Флотский — неотъемлемая часть работы судоходного транспорта.

Гудрон

Качество компонентов в процентном соотношении определяется так:

  • Парафин, нафтен — 95%.
  • Асфальтен — 3%.
  • Смолы — 2%.

Вакуумный гудрон получается в результате завершения всех процессов разделения и перегонки. Температура выкипания + 500°С. На выходе получается вязкая консистенция черного цвета. Жидкостный состав используется в дорожном строительстве.

Из него производят битумы для кровельных материалов. Гудрон необходим для создания кокса — продукта стратегического назначения. Компонент используется в изготовлении котельного топлива.

В нем сконцентрирован самый большой процент тяжелых металлов, содержащихся в нефти.

Сырьевые показатели нефтепродуктов зависят от глубины залегания и вида месторождения. Это учитывается при формировании фракций нефти и достижения процентного соотношения компонентов.

Источник: https://OilGazInfo.ru/himiya-nefti/fraktsionnyj-sostav-nefti-i-nefteproduktov

ПОИСК

Таблица 5. Истинное распределение по температурам кипения нефтепродуктов (см. рис. 16), выделенных из пробы воды Температура кипения нефти: характеристики нефтяных параметров

    Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности, температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н.к.) и конца кипения (к.к.). При исследовании качества новых нефтей (т.е. составлении технического паспорта нефти) фракционный состав их определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура -выход фракций в % масс, (или % об.). Отбор фракций до 200°С прово- [c.70]

Читайте также:  Нефтяная скважина: процесс бурения, виды скважин

    Фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них различных фракций выкипающих в определенных температурных пределах. Фракционный состав определяется стандартным методом по ГОСТ 2177-99 (метод аналогичен распространенной за рубежом разгонке по Энглеру), а тйкже различными способами с применением лабораторных колонок. Для пересчета температур выкипания, полученных стандартной перегонкой в истинные температуры кипения Т ) предложена формула  [c.52]

    Настоящий стандарт устанавливает метод определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой истинной температуры кипения (ИТК) нефти и нефтепродуктов, установления потенциального содержания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов и получения фракций нефти с целью исследования их группового и индивидуального углеводородного состава. [c.65]

    Анализ истинных температур кипения нефтяных фракций и нефтепродуктов, полученных на аппарате АРН-2, показал, что для кривых ИТК выполняется постоянство отношения температур кипения в вакууме и при атмосферном давлении при одинаковых долях отгона [9]. В связи с этим авторы получили следующее уравнение для пересчета истинных температур кипения нефтепродуктов с пониженного давления на атмосферное  [c.23]

    Лабораторная ректификация нашла широкое применение в нефтепереработке для определения фракционного состава нефтей и нефтепродуктов по истинным температурам кипения (ИТК), для определения потенциального содержания различных фракций или нефтепродуктов в нефтях, для получения четко выделенных образцов различных фракций из нефти или нефтепродуктов и получения образцов тех или иных фракций для последующих исследований. Методы лабораторной ректификации значительно сложнее перегонки в аппаратурном оформлении и в проведении самого анализа. [c.79]

    Данные о разгонке нефти по истинным температурам кипения (ИТК) используются для определения фракционного состава товарной нефти, расчета физико-химических свойств получаемых из нее нефтепродуктов, оценки потенциальной ценности нефти как сырья для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. [c.44]

    Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура — выход фракций в % мае. (или % об.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих — под вакуумом во избежание термического разложения.

По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к.к. 475-550 °С.

Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав.

Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15-25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45-55 % фракций, перегоняющихся до 300-350 °С.

Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых.

Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход светлых составляет всего 18,8 %. Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике «Нефти СССР». [c.31]

    Большое значение придавалось отбору и подготовке проб. Для предотвращения потерь легких фракций был сконструирован специальный пробоотборник. В случае отдельных пластов, горизонтов и сортов пробы отбирались с учетом дебита скважин и привлечением промысловых геологических управлений.

При высоком содержании влаги (1 %) нефть предварительно подвергалась деэмульсации нли дегидратации.

Определялись плотность, вязкость,, молекулярная масса всех нефтей и нефтепродуктов, рефракция нефтепродуктов и узких фракций, температура вспышки и истинная температура кипения нефтей и отдельных фракций, кислотность нефтей, температура застывания мапутов, упругость насыщенных наров бензинов, октановые числа и приемистость к ТЭС бензинов. Изучался потенциальный выход бензина, лигроина, керосина в нефтях. Останавливалось содержание смол, твердого парафина, нафтеновых кислот, кокса в нефтях и фракциях, общей серы и азота в нефтях, тяжелых нефтепродуктах и бензинах. Фактический материал был получен классическими в то время методами, применявшимися для исследования нефтей и нефтепродуктов во всем мире, на основе стандартов и официальных руководств, действовавших в Советском Союзе, и с использованием многолетнего опыта АзНИИ НП в области нефтяного анализа. [c.7]

    Пересчитать температуру с одного давления на другое для нефтепродуктов любого состава и для любого вида перегонки можно пб формуле Дюринга, взяв для сравнения кривую нефтепродукта (аналогичного по своему фракционному составу), определенную для того же вида перегонки.

Далее пересчет по истинным температурам кипения (ИТК) может быть сделан по Дюрингу, но не по кривой нефтепродукта, а по кривой чистого углеводорода — гексана или какого-либо другого, имеющего равноценную температурную кривую давления пара. Ошибка при этом не превышает 3—4°. [c.

169]

    Средняя температура кипения.

Нефтепродукты характеризуются фракционным составом, который определяют при разгон-ках на аппарате Энглера или по кривой истинных температур кипения (ИТК), получаемой при ректификации.

Полученные этими двумя способами кривые разгонок различаются температурами начала и конца кипения, средними температурами кипения, наклоном кривой разгонки. [c.24]

    Четкость разделения и фракционный состав получаемых продуктов определены заданием на проектирование колонны.»Фракционный состав нефтей и нефтепродуктов находят по графику истинных температур» кипения или кривых разгонки (кривых ИТК) (рис. 11-1). [c.37]

    В третьем банке содержатся методики расчета теплофизических свойств индивидуальных веществ, смесей, нефтей и нефтепродуктов, разделенные на следующие основные группы обобщенные методы расчета, опирающиеся на информацию о свойствах отдельных веществ или бинарных смесей, индивидуальные методы расчета, составленные для чистых веществ, изученных на метрологическом уровне, адаптируемые методики, работающие с использованием минимального объема экспериментальных данных, методики структурно-группового комбинирования, методики для расчета смесей непрерывного состава, основанные на анализе кривых разгонки продукта по истинным температурам кипения (ИТК). [c.16]

    Сущность метода заключается в периодической ректификации нефти (нефтепродукта) при атмосферном давлении и под вакуумом. Метод позволяет определять фракционный состав нефти (нефтепродукта) по истинным температурам кипения (ИТК), устанавливать потенциальное содержание отдельных фракций и получать фракции нефти (нефтепродукта) для исследования их состава и свойств. [c.121]

    Технологический расчет колонн установок первичной перегонки нефти базируется на фракционном составе четкого разделения нефти на стандартном аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011—85 (разгонка по истинным температурам кипения ИТК), а качество нефтепродуктов характеризуется фракционным составом при разгонке на другом стандартном аппарате нечеткой фракционировки по ГОСТ 2177—99 (по Энглеру) и другим показателям, т. е., образно говоря, расчет фракционирующей аппаратуры проводится в одних координатах, а качество нефтепродуктов оценивается в других координатах. [c.78]

    Применение хроматографии дает возможность определения истинного состава нефтей и нефтепродуктов — содержания в них каждого отдельного углеводорода.

Однако хроматография не заменила лабораторной ректификации, так как она имеет ограничения в применении, связанные с идентификацией разделяемых в хроматографе углеводородов, В настоящее время надежно удается расшифровать с помощью хроматографа углеводородный состав бензинов с температурами кипения до 180-200 °С, Более высококипящие фракции нефти надежной расшифровке пока не поддаются. [c.47]

    Конец кипения нефтепродукта, отсчитываемый по появлению белых паров или по достижению максимального поднятия столба ртути, как это предусмотрено стандартами, принятыми в США, ФРГ, Франции и ряде других стран, методологически вряд ли будет верен. При подобной методике имеет место значительный перегрев паровой фазы, вследствие чего температура появления белых паров будет всегда выше, нежели истинная температура конца кипения нефтепродуктов. [c.177]

    Для пересчета видимой плотности на истинную и получения рГ пользуются объединенной формулой (IV, 4).

Пользуясь весами Вестфаля — Мора, можно определить плотность веществ меньше и больше единицы, а также плотность жидких нефтепродуктов при температурах выше комнатной.

Для этого цилиндр с испытуемой жидкостью вставляют на пробке в широкогорлую колбу, частично заполненную жидкостью с постоянной температурой кипения. [c.158]

    Общее содержание кристаллизующихся углеводородов повышается с увеличением температуры кипения нефтяных фракций, а растворимость их уменьшается с повыщением плотности.

При температуре плавления они смешиваются со всеми нефтяными продуктами во всех отношениях, образуя истинные растворы.

Поэтому кристаллизация парафиновых углеводородов при большом их содержании в светлых нефтепродуктах (например, в керосине) происходит при отрицательных температурах, а кристаллизация твердых углеводородов из масляных фракций при положительных. [c.303]

    Принято называть температуры кипения на приборе Баджера истинными температурами кипения, а кривые зависимости между температурами кипения фракций и процентом их отгона — кривыми истинных температур кипения (кривыми ИТК).

Читайте также:  Как работает ареометр для нефтепродуктов: плотность нефти

Американский термин истинная температура кипения , принятый в настоящее время в большинстве стран, в том числе и в СССР, является условным, потому что никакая даже высокоректифици-рующая колонна не обеспечивает абсолютно четкого разделения перегоняемого нефтепродукта.

Так, если взять какой-либо очень хорошо ректифицированный продукт и вновь разогнать его на аппарате с ректификацией, то начало кипения первой фракции и конец кипения последней будут отличаться от температурных пределов, в которых данная фракция была отобрана при первой разгонке.

Все же, несмотря на всю условность, кривые ИТК, а также кривые, выражающие зависимость между отдельными качествами отогнанных фракций и процентом отгона, дают подробную и достаточно полную характеристику фракционного состава нефти (или любого нефтепродукта) с точки зрения ее технологических свойств. [c.220]

    Чем эффективнее колонка, тем более тщательной регулировки режима она требует и тем, следовательно, сложнее и дольше на пей проводится перегонка. Поэтому не всякое нефтяное сырье следует перегонять на высокоэффективной колонке.

Высокие колонки с большим числом теоретических тарелок применяют при определении химического состава бензиновых фракций, выделении узких фракций или индивидуальных компонентов (разделении продуктов синтеза).

При перегонке многокомпонентных смесей, например широких фракций нефтей, тип и оптимальную высоту колонки выбирают в зависимости от назначения перегонки если разгонку нефти или нефтепродукта проводят с целью получения кривых ИТК (истинных температур кипения), то высота колонки может быть меньше, чем для получения из той же смеси отдельных, более четко отректифицироваиных фракций. Для получения кривых разгонок нефтей широко применяют стандартизированные аппараты типа АРН-2, описанные в главе 3. [c.42]

    Для большинства ПК нефтепродуктов в процессах нефтепереработки и нефтехимии отсутствуют средства оперативного контроля, а для ПТЭЭ таких технических средств не может быть по определению.

Существующие анализаторы [1, 26, 56] для получения таких ПК, как фракционный состав кривая истинных температур кипения (ИТК)) температура вспышки октановое число содержание парафина серы отдельных компонентов, имеют динамические характеристики на цикл измерения порядка одного часа, точность до нескольких процентов (обычно 5н-7 %).

Несколько лучшие динамические и метрологические характеристики имеют анализаторы вязкости цикл (или время) измерения порядка нескольких минут, погрешность до 5 7о и анализаторы цвета светлых нефтепродуктов. [c.637]

    Смеси типа нефть и нефтепродукты, каменноугошьная и пиролизная смолы, состоящие из большого количества компонентов и имеющие (в отличие от многокомпонентных смесей) не ступенчатую, а непрерывную кривую истинных температур кипения (НТК), называются сложными.

Обычно фазовое состояние таких смесей рассчитывают по методам, разработанным для расчета многокомпонентных смесей [1, 2]. Для этого исходную смесь разбивают на несколько фракций, выкипающих в узком интервале температур.

В расчетах каждую узкую фрак- цию рассматривают как условный компонент, обладающий температурой кипения, равной средней температуре кипения фракции. Таким образом, в этом методе непрерывная кривая ИТК сложной смеси заменяется ступенчатой линией.

Известно [2], что чем на большее число узких фракций разбита сложная смесь, тем точнее результаты вычислений, но расчет при этом становится более трудоемким. Разработан также метод графи- ческого интегрирования уравнений для расчета фазового со- [c.5]

    На основании данных составляют таблицу истинного распределения нефтелродуктов, выделенных из про бы воды, по температурам кипения, Количественное определение суммарного содержания нефтепродуктов производят, измеряя площади всех пиков на хроматограмме. Калибровку хроматограммы осуществляют, впрыскивая в испаритель хроматографа 5 мкл модельного раствора. На полученной хроматограмме измеряют общую площадь интегратором или сложением площадей отдельных пиков [c.475]

Источник: https://www.chem21.info/info/309890/

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Температура кипения нефти также зависит от содержания в ней смолистых веществ.

Легкая нефть СЃ меньшим содержанием СЃРјРѕР» РєРёРїРёС‚ РїСЂРё температурах РґРѕ 300 — 350 РЎ, РІ то время как температура кипения тяжелой нефти достигает 550 — 600 РЎ.  [1]

Температура кипения нефти, при ее перегонке, все время меняется. В первую очередь закипают и перегоняются наиболее легкие составные части нефти.

Упругость паров РїСЂРё перегонке определяется РЅРµ упругостью паров какого-либо отдельного компонента, как РІ случае индивидуальных углеводородов, Р° представляет СЃРѕР±РѕР№ СЃСѓРјРјСѓ парциальных Сѓ Рї СЂ Сѓ-гостей различных находящихся РІ парах компонентов. РџРѕ мере выкипания легких составных частей Р±СѓРґСѓС‚ испаряться более тяжелые компоненты, причем температура перегонки возрастает. Начальная температура кипения нефти, зависящая РѕС‚ содержания РІ ней легкокипящих компонентов, для некоторых нефтей значительно ниже 100 РЎ, РґРѕС…РѕРґСЏ РёРЅРѕРіРґР° РґРѕ 40 РЎ. Конец кипения РїСЂРё разгонке РїРѕРґ вакуумом РґРѕС…РѕРґРёС‚ РґРѕ 410 — 420 РЎ.  [2]

  • Температура кипения нефти колеблется РІ широких пределах — РѕС‚ 70 РґРѕ 250 РЎ.  [3]
  • Предел температуры кипения нефти ( начало Рё конец выкипания) характеризует фракционный состав нефти; теплота сгорания нефти 39800 — 44000 РєРґР¶ / РєРі.  [4]
  • Р�сследования диффузии нефтяных жидкостей Рё паров, температур кипения нефти как сложного раствора, условий растворения РІ нефти газа Рё его выделения РїСЂРё нагревании, выяснение РІРѕРїСЂРѕСЃР° Рѕ парциальных давлениях компонентов, Рѕ влиянии РІРѕРґСЏРЅРѕРіРѕ пара РЅР° перегонку нефти Рё РѕР± условиях конденсации паров, образовании флегмы Рё прочее, — РІСЃРµ это связывалось Менделеевым СЃ общими законами физической С…РёРјРёРё.  [6]

Для предупреждения возможного расщепления высокомолекулярных углеводородов возникла необходимость снизить температуру кипения нефти РїСЂРё ее переработке. Это достигается применением перегонки РїРѕРґ вакуумом или СЃ подачей РІРѕРґСЏРЅРѕРіРѕ пара.  [7]

ДНП нефти величина потерь легких углеводородов может быть различна РІ зависимости РѕС‚ температуры кипения нефти, которая определяется условиями концевой ступени сепарации.  [9]

Перегонка РІ присутствии ненасыщенного ( перегретого) РІРѕРґСЏРЅРѕРіРѕ пара Рё уменьшение внешнего давления широко используются для снижения температуры кипения нефти Рё нефтепродуктов.  [10]

Для нефтепродуктов, являющихся, как РјС‹ РїРѕРјРЅРёРј, сложными смесями различных углеводородов, зависимость скрытой теплоты испарения РѕС‚ удельного веса Рё температуры кипения нефти иллюстрируется РЅР° примере нефтей Бакинского района следующим образом ( табл. 13) ( данные бывш.  [11]

РџСЂРё транспорте высокозастывающих нефтей температура РІ любой точке трубрпровода должна превышать температуру застывания РЅР° 2 — — 5 РЎ.

Температура в начале участка ограничивается температурой кипения нефти и опасностью пригорания на горячих поверхностях подогревателей.

 [12]

РџСЂРё транспорте высокозастывающих нефтей температура РІ любой точке трубопровода должна превышать температуру застывания РЅР° 2 — — 5 РЎ.

Температура РІ начале участка th ограничивается температурой кипения нефти Рё опасностью пригорания РЅР° горячих поверхностях подогревателей.  [13]

Все приведенные выше формулы основаны на экспериментальных данных, полученных для индивидуальных углеводородов.

Поэтому применение этих формул Рё графиков для вычисления температур кипения нефти Рё ее отдельных фракций, представляющих весьма сложные смеси углеводородов Рё прочих соединений, может дать лишь приближенные результаты.  [14]

Процесс формирования прогретого слоя РїСЂРё горении нефти связан СЃ содержанием РІ ней РІРѕРґС‹ — если РІРѕРґС‹ РјРЅРѕРіРѕ, то нефть может прогреваться даже РІ том случае, РєРѕРіРґР° температура ее кипения сравнительно высока.

Это объясняется тем, что вода резко снижает температуру кипения нефти. Вода, находящаяся в слое нефти, прилегающем к стенке резервуара, закипает, что способствует возникновению конвективных потоков.

Аналогичные явления наблюдаются при горении влажного мазута.

РќР° процесс прогревания мазута РїРѕРјРёРјРѕ влаги значительное влияние оказывает образование РЅР° поверхности РєРѕРєСЃРѕРІРѕРіРѕ остатка, опускающегося затем РІРЅРёР·.  [15]

Страницы:      1    2

Источник: https://www.ngpedia.ru/id503597p1.html

Физические Свойства Нефти

Нефть представляет собой природную маслянистую, легковоспламеняющуюся жидкость с характерным запахом, от светло-желтого до коричнево-бурого и черного цвета (иногда встречается изумрудно-зеленая и даже практически бесцветная нефть).

Так как нефть является сложной смесью углеводородов и гетероатомных соединений, говорить о каких-либо константах для данной субстанции не представляется возможным.

По этой же причине физические свойства нефти находятся в строгой зависимости от ее химического и фракционного составов.

Кроме того, на свойства нефти могут оказывать влияние внешние факторы, такие, например, как условия хранения, неправильное соблюдение которых приводит к испарению легких фракций и т.п.

Тем не менее, нефть характеризуется определенным набором физических параметров, которые позволяют контролировать качество нефти, классифицировать нефть, оценивать ее стоиомость, а также рассчитывать и проектировать нефтепроводы, перерабатывающую и другую технологическую аппаратуру.

Стоит отметить, что физические свойства нефти, находящейся глубоко в пласте, значительно отличаются от свойств уже поднятой на поверхность и дегазированной нефти.

Это объясняется влиянием на залегающую нефть давления, температуры, а также наличием растворенного газа.

Физические характеристики пластовой нефти, в свою очередь, необходимо знать при расчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки месторождений и выборе метода извлечения нефти.

Основные физические свойства нефти это:

  • плотность
  • вязкость
  • молекулярная масса
  • температура застывания
  • температура вспышки
  • температура воспламенения
  • тепловые свойства
  • оптические свойства
  • электрические свойства

В большинстве случаев физические параметры нефти укладываются в определенный интервал значений:

ПараметрЗначение (нормальные условия)©PetroDigest.ru
Плотность 0.65 — 1.05 г/см3
Вязкость кинематическая 2 — 300 мм2/с
Средняя молекулярная масса 220 — 400 г/моль
Температура застывания -62…+35 °С
Температура вспышки -35…+121 °С
Диэлектрическая проницаемость 2.0 — 2.5
Удельная теплоемкость 1.7 — 2.1 кДж/(кг·К)
Удельная теплота сгорания 43.7 — 46.2 МДж/кг

Источник: https://petrodigest.ru/info/neft/fizicheskie-svojstva-nefti

Ссылка на основную публикацию