ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И ЕЕ ФРАКЦИЙ. Характеристика фракций нефти


Нефтепродукты характеристика фракций - Справочник химика 21

    Важнейшей характеристикой нефтяных смесей является фракционный состав, определяемый температурными пределами выкипания всей смеси и составляющих ее узких фракций при соответствующих отборах. Фракционный состав играет решающую роль при составлении и разработке технологических схем процесса первичной перегонки нефти и наряду с углеводородным и элементным составом нефти существенно влияет также на выбор схем последующих технологических процессов нефтепереработки. На основе фракционного состава нефти определяется потенциальное содержание в нефти целевых фракций, а на основе фракционного состава нефтяных фракций рассчитываются важнейшие эксплуатационные характеристики нефтепродуктов. [c.18]     В третьем томе приведены физико-химические характеристики, элементарный состав нефтей, состав газов, растворенных в нефтях, а также потенциальное содержание различных фракций. Большое место отведено качеству товарных нефтепродуктов и их компонентов, дистиллятов, которые используют как сырье каталитического крекинга и риформинга и Т. д. [c.368]

    Основной целью настоящего раздела практикума является ознакомление студента со стандартными или унифицированными методами исследования нефтей и нефтепродуктов, а также с этапами исследования нефтей для получения их товарной характеристики. Однако с учетом уровня современных физико-химических методов исследования нефтей и нефтепродуктов и их многообразия выполнение этой задачи в полном ее объеме доступно только коллективу квалифицированных инженеров и лаборантов-Очевидно, студент должен проделать только наиболее важные испытания и определить те показатели качества, которые характерны для данных нефтяных фракций, например температура застывания, содержание серы и цетановое число для дизельных топлив, вязкость и коксуемость или содержание смол для остатков и такие общие свойства исходной нефти, как содержание серы, смол, фракций до 200 и 350 °С. В конце глав 3 и 4 дано [c.52]

    Для характеристики нефтей используют следующие показатели качества фракционный и химический состав, плотность, вязкость, молекулярная масса, температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения и застывания. Выбору оптимального варианта переработки способствует созданная в СССР технологическая классификация нефтей. В ее основу (табл. 1.2) положены содержание серы в нефтях и светлых нефтепродуктах, выход фракций, выкипающих до 350 С, потенциальное содержание базовых масел, индекс вязкости базовых масел, суммарное содержание парафина. [c.9]

    Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими характерными свойствами имеет непрерывный характер выкипания, невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и содержит в остатке значительное количество сложных гетерогенных органических малолетучнх соединений и практически нелетучих смолисто-асфальтеновых и металл-органических соединений, резко ухудшающих экоплуата цнонные характеристики нефтепродуктов к затрудняющих пo л дy eщyю их очистку. [c.151]

    Так как нефть и нефтепродукты не имеют своей постоянной точки кипения, то в качестве характеристики, определяющей температуры кипения нефтепродуктов, принято отмечать начальную температуру кипения (начало кипения) и конечную температуру кипения (конец кипения). Эти две температуры вместе с указанием давления и типа прибора, на котором велась перегонка, представляют важнейшие характеристики нефтяных продуктов. Определение температурных пределов кипения отдельных фракций нефти, а также определение процентного содержания этих фракций в нефтях или нефтепродуктах имеет большое значение для характеристики нефтей и нефтяных продуктов. [c.163]

    Физико-химическая характеристика нефтей Куйбышевской области весьма различна—как на разных месторождениях, так и на одном и том же месторождении, но на разных горизонтах. Основное количество нефти в области добывается из залежей каменноугольного возраста. Это сернистые, смолистые и парафиновые нефти содержание светлых нефтепродуктов 15—28% (фракции до 200 °С) и 35—54% (фракции до 350 °С), [c.14]

    Характеристика фракций до 200 °С плотность ( 4° сульфируемые, вес. % йодное число, г /ЮО г Отношение выходов бензин газ Отношение выход бензина глубина разложения Сумма светлых нефтепродуктов, вес. % [c.132]

    Основными физическими характеристиками нефтей, их фракций и нефтепродуктов являются плотность и молекулярный вес. Для определения плотности применяют различные пикнометры. Чтобы установить молекулярный вес, измеряют температуру замерзания какого-либо чистого вещества, которое является растворителем (бензол, циклогексан, фенол и др.). Затем определяют температуру замерзания растворителя при добавлении в него исследуемой нефтяной фракции или нефтепродукта. Раствор замерзает при более низкой температуре, чем чистый растворитель. По этой разнице температур можно вычислить молекулярный вес исследуемого вещества. [c.232]

    Фракционный состав является важнейшей характеристикой нефти, так как дает представление о содержании в ней светлых нефтепродуктов и масляных фракций. [c.189]

    Молекулярный вес нефтей является очень важным свойством при изучении химического состава, например, при характеристике нефтяных фракций, как будет сказано ниже в разделе указателей и корреляций. Некоторые приблизительные молекулярные веса нефтепродуктов  [c.206]

    Для характеристики свойств нефтей и нефтепродуктов в ряде случаев измеряют их вязкость. Известны различные методы определения вязкости. Особенно важна эта характеристика для определения качества масляных фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. На рис. 100 представлен прибор для определения вязкости — вискозиметр. [c.231]

    В справочнике представлены физико-химические характеристики нефтей, их элементарный состав, углеводородный состав газов, растворенных в нефтях, данные о потенциальном содержании и. к. — 450—500 °С, качестве товарных нефтепродуктов или их компонентов, приведены характеристики дистиллятов, которые могут служить сырьем для каталитического риформинга и каталитического крекинга, и остатков — сырья для деструктивных процессов. В книге содержатся также данные о групповом углеводородном составе фракций н. к. — 450—500 °С и составе бензиновых фракций. [c.4]

    Приводятся сравнительные характеристики нефтей и нефтепродуктов данные по составу газов, растворенных в нефти, групповому углеводородному составу фракций кривые НТК и характеристики остатков. Для некоторых нефтей изложены групповой углеводородный состав масляных фракций и характеристика компонентов масел, [c.2]

    Давление в колонне является не менее важной эксплуатационной характеристикой с увеличением давления температура фракционирования повышается, а понижение давления способствует уменьшению расхода пара для отпаривания относительно легких фракций из остаточного продукта. Вакуум в колоннах позволяет проводить ректификацию при более низких температурах для нефтепродуктов, имеющих высокие температуры кипения при атмосферном давлении (например, для мазу-ja). Различают расчетное и рабочее давление. Под расчетным понимают давление, на которое рассчитаны корпус колонны, штуцеры, люки и т. д. Рабочим называют давление при заданном (проектном) режиме работы колонны. Рабочее давление не должно превышать расчетного. Колонны, работающие под высоким давлением или, наоборот, в вакууме, более сложны по исполнению и в эксплуатации. В случае высокого давления необходима повышенная толщина стенок, а в случае вакуума — специальные наружные кольца жесткости. [c.47]

    В связи с тем, что на масляных АВТ Новокуйбышевского и Ново-Уфимского заводов не решена задача по получению необходимого состава фракций и особенно легких масляных дистиллятов, следует осуществить мероприятия, которые позволят получить заданный ассортимент нефтепродуктов и направить газ на дальнейшее газофракционирование. Однако в связи с различной технологической характеристикой испарителей модернизация установок масляных АВТ этих заводов несколько отлична, особенно по реконструкции атмосферных блоков установки. [c.64]

    Рассмотренные выше свойства нефтей являются основными. Число физико-химических характеристик нефтей значительно больше, что вызвано необходимостью разностороннего их описания, связанной со сложными проблемами добычи, транспортировки, переработки и применения нефтей и нефтепродуктов. Все многообразие свойств нефтей и их фракций в конечном счете является отражением структуры молекул компонентов нефтей, их сложного взаимодействия между собой и внешней средой. Эти признаки могут служить основанием для классификации физико-химических свойств нефтяных фракций. [c.26]

    Для характеристики нефтей и нефтепродуктов первоначально проводились определения их плотности и состава фракций, выкипающих в определенных интервалах температур. Проводя такую раз-гонку нефти, устанавливали, сколько в в ней бензина, керосина и масел. Соотношения этих фракций в нефтях разных месторождений были неодинаковы. Что же касается качества фракций, то о них судили по результатам их практического применения. Бензин считался в то время ненужным и даже вредным продуктом, и его состав и качество не представляли интереса. Хорошим считался тот керосин, который не давал копоти в лампе и не вспыхивал так легко, как бензин. О качестве масел судили по тому, насколько хорошо работали механизмы, в которых применялась смазка. [c.217]

    Молекулярная масса — важнейшая физико-химическая характеристика вещества. Для нефтепродуктов этот показатель особен но важен, ибо дает среднее значен1 е молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции нефти. Молекулярная масса нефтепродуктов широко используется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих. аводов — это один из важнейших показателей, позволяющий сделать заключение о составе нефтепродуктов. Молекулярная масса связана с температурой кипения продуктов и входит в ряд комбинированных показателей — молекулярной рефракции, парахора,. арактеристического фактора и др. [c.47]

    Сведения о физико-химических характеристиках углеводородов можно найти в работах [106, 107, 108]. Расчет свойств нефтепродуктов с примерами хорошо освещен в работах [62, 81, 109]. Разработана автоматизированная система расчета теплофизических свойств углеводородов, их смесей, нефтей и нефтяных фракций (АВЕСТА) [110]. [c.26]

    Дальнейшее уменьшение числа исходных данных дпя расчета PVT-данных, включая зависимость от давления, связано с новым подходом, которому посвящена работа /127/ и отчасти /123/. В этих работах рассматриваются отношения различных характеристик для фракции нефти к соответствующим характеристикам дпя нормальных алканов той же эффективной массы и изучается зависимость одного из этих отношений от схематизированных характеристик состава. Эти характеристики задаются всего двумя числами содержанием алканов Сд и наф-тенов Сн . Д°ля остальной части углеводородов (ароматических) получается путем вычитания 1- - н. В /127/ и /128/ показано, что задание двух названных величин вполне достаточно дпя описания теплофизических свойств нефтепродукта. Исключение Сд и Сц из соответствующих формул позволяет в принципе получать соотношения, связывающие друг с другом различные теплофизические свойства. [c.83]

    Характеристики нефтей, добываемых на территории СССР, исключительно разнообразны. К основным показателям качества не4 ти относятся содержание серы, светлых нефтепродуктов (потенциальное содержание фракций до 350 °С), парафина, содержание и качество базовых масел. В соответствии с этими показателями нефти классифицируют на следующие группы по содержанию серы малосернистые — содержание серы не более 0,5% сернистые — содержание серы 0,5—2% высокосернистые содержание серы более 2%  [c.12]

    Эксплуатационные свойства нефтепродуктов определяются соответствующими стандартами по многим показателям. В то же время опыт переработки нефти показывает, что отдельные показатели качества нефтяных 4факцин с достаточной полнотой характеризуют и остальные эксплуатационные свойства нефтепродуктов. Так, наиболее важными показателями качества дистиллятных фракций или определяющими характеристиками, используемыми в первую очередь для контроля качества продукции или переработки нефти, являются  [c.48]

    Показатель преломления сам по себе, а также вместе с другими свойствами очень важен при характеристике нефтяных фракций. Для узких фракций с одним и тем же молекулярным весом значения показателя преломления сильно увеличиваются от парафинов к нафтепам и к ароматике значения показателя преломления для полициклических нафтенов и для полициклической ароматики соответственно выше, чем для моноциклических соединений. Для ряда углеводородов по существу того же тина показатель преломления увеличивается с молекулярным весом, но не до высокой степени, особенно для парафинового ряда. Так как для сырых нефтей показатель преломления очень сильно меняется, то при характеристике их это свойство не имеет особого,значения. Если смешать жидкие углеводороды, то объемы конечных растворов аддитивны или почти аддитивны показатели преломления в таких случаях следуют простейшему правилу смешения [141]. Значения для нефтепродуктов широко меняются некоторые значения для узких фракций даны в табл. 1П-5 с другими свойствами для ориентации. [c.184]

    Потенпиальное (максимальное) содержание определенных фракций в нефти ипи нефтепродуктов, отвечающих по основным показателям требованиям ГОСТ, является одной из важнейших характеристик нефти. [c.205]

    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). 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]

    Для узких фракций в качестве средней температуры кипения допускается использовать температуру 50% отгона нри разгонке но ГОСТ 2177—66, По данным Нельсона, нарафинистые нефти имеют характеризуюш,ий фрактор 12,15—12,9 нафтенового основания — от 10,5 до 11,45 значения характеризующего фактора 11,5—12,1 свойственны нефтям промежуточного типа . Несмотря на приблизительность подобной классификации значения фактора К широко используют за рубежом для характеристики нефтей и нефтепродуктов. [c.54]

    Физико-химические свойства нефтей и их фракций являются функцией их химического состава и структуры отдельных компонентов, а также их сложного внутреннего строения, обусловленного силами межмолекулярного взаимодействия. Поскольку нефть и ее фракции состоят из большого числа разнообразных по химической природе веществ, различающихся количественно и качественно, свойства нефтепродуктов представляют собой усредненные характеристики, и показатели их непостоянны как для различных и фрякпиы таи- и для одинзковых фрзкций ИЗ разных неф- [c.17]

    В монографии систематизированы известные данные и полученные автором экспериментальные результаты исслгдования азоторганическн соединений иефти. Рассмотрены важнейшие закономерности, связывающие состав и содержание азоторганических соединений с условиями залегания и типом нефти. Изложены методы выделения и очистки нефти и нефтяных фракций от азоторганических соединений, их физические и химические характеристики, влияние на эксплуатационные свойства нефтепродуктов. Показаны области применения и методы анализа азоторганических соединений. [c.2]

    Практические потребности привели к необходимости характеризовать нефтяные фракции значительным числом показателей, отражающих те или иные их свойства и различающихся уровнем. информативности и степенью употребления [40]. Часть физикохимических характеристик теряет значение и употребляется реже, в то же время вводятся новые понятия и характеристики, связанные с необходимостью описания новых свойств и закономерностей их взаимосвязей. Всестороннее и полное описание всех показателей качества и свойств нефтей и нефтяных фракций в рамках данной книги не представляется возможным. Поэтому ниже приведены лищь некоторые примеры зависимости свойств от состава и структуры нефтяных фракций и наиболее употребительные характеристики, а также их связь с другими свойствами нефтепродуктов. [c.18]

    При рассмотрении показателей качества топлив и масел (см. гл. I) была дана общая характеристика серосодержащих соединений и отмечена их роль в поведении этих нефтепродуктов в эксплуатационных условиях. С повышением температур выкипания нефтяных фракций общее содержание в них сероорганических соединений обычно увеличивается. В низкокипящих фракциях (легких бензинах) присутствуют в основном алифатические соединения (меркаптаны, дисульфиды, сульфиды), в высококипящих (тяжелых газойлевых) меркаптаны и дисульфиды отсутствуют и преобладают алициклические и ароматические сульфиды, а также алифатические и циклические производные тиофена. В высококипящих фракциях нефти в основном присутствуют циклические сульфиды и производные тиофена (бенз-, бензнафто-, и дибензтио-фены) в соответствии с общими изменениями химической струкгу-ры углеводородов и их производных, входящих в высококипящие фракции нефти. [c.261]

    Одной из важных характеристик качества нефтей, дистиллятов и товарных продуктов является содержание адсорбционных смол, выделяемых хроматографически на полярных адсорбентах. Эти смолы приблизительно на состоят из кислородных соединений остальное — сернистые и азотистые соединения, а также высокомолекулярные продукты уплотнения. Кислородные соединения переходят из нефтепродуктов в адсорбционные смолы полностью, а сернистые и азотистые соединения лишь частично. Известны нефти, содержащие до 80% адсорбционных смол. Как правило, в среднедистиллятных фракциях прямой перегонки нефтей и топливах, полученных на их основе, адсорбционных смол содержится 0,2— 0,5 вес. %, а в керосинах термического крекинга 0,5— 3,0 вес. %. [c.206]

    Итак, из среднедистиллятных нефтяных фракций и топлив могут быть выделены и индивидуализированы не только карбоновые кислоты и фенолы, но и продукты автоокисления углеводородов спирты и кетоны. Эти соединения отличаются своеобразной химической структурой — имеют циклическое строение с боковыми ненасыщенными цепями. При автоокислении углеродный скелет углеводородов не изменяется. Выделенные карбоновн1е кислоты представляют собой насыщенные соединения циклической структуры. Их молекулярный вес значительно больше, чем углеводородов, из которых они извлечены. Общие характеристики кислородных соединений нефтепродуктов, полученных различными технологическими методами из нефтей различных месторождений, очень схожи. [c.255]

    Наконец, важно отметить невозможность прямого измерения величины активности катализатора и невысокую точность аналитических методов контроля. Существенные трудности возникают при измерении характеристик сырья и нефтепродуктов. Детальный анализ низкокипящих и среднекипящих фракций промышленных смесей выявляет наличие многих десятков или сотен компонентов даже в узких фракциях этих смесей, причем с уве/1ичением температуры кипения смеси число компонентов возрастает приблизительно в геометрической прогрессии (при этом еще быстрее возрастает трудоемкость расшифровки количественного и качественного составов таких смесей). [c.183]

    Присутствие влаги, продуктов распада заметно изменяет действительную величину вспышки нефтепродуктов. Этим свойством пользуются в производственных условиях для суждения об однородности получаемых при перегонке нефтяных фракций, Для масляных фракций температура вспышки является показателем их испаряемости в рабочих условиях, что в совокупности с другими" характеристиками позволяет судить об их химическом составе. Более щ.1ССШла,...1емдература вспьшши свойственна масляным фракциям, полученным из парафинистых малосмолистых нефтей, обладающих и более высокой температурой кипения. [c.111]

    Недостатком такой классификации является ограниченность, так как она основана только на характеристике группового состава фракций, выкипающих до 250° С. Более глубокое изучение химического состава нефтей было проведено в ГрозНИИ . Исследования показали, что физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов зависят от относительного содернэтой основе в ГрозНИИ была разработана так называемая научная классификация нефтей. По этой классификации намечались следующие шесть типов нефтей 1) метановый (южноискин-ская Эмбенского района, пенсильванская в США) 2) нафтеновый [c.180]

    Стандартная классификация нефтей. Для непосредствеиной производственной и проектной оценки любой нефти требуется произвести ее всестороннее исследование, не ограничиваясь изучением фракционного и группового химического состава. Так, например, практически очень важно знать содержание серы, твердых парафина и церезина, смол, антидетонационные и другие характеристики отдельных фракций. Для суждения об этом и отнесения любой нефти к соответствующим классам и группам существует стандартная промышленная советская классификация нефтей (ГОСТ 912-46). В ее основу положены признаки, определяющие характер переработки нефтей и качества нефтепродуктов. [c.50]

    Таким образом, мы видим, что 20 %-я вариация в поставках нефтей порождает более чем 4 %-ю вариацию выработки бензиновых фракций. Если судить по этим результатам, то можно сказать, что погрешность выработки автобензиновой фракции почти в 5 раз меньше погрешности поставок нефтей, т. е. видимо, можно говорить об относительно слабом влиянии на формирование внутризаводских потоков, но не настолько малом, чтобы не принимать во внимание. Как известно, одной из основных характеристик современных НПП является многотоннажность, и в этих условиях величиной в 4,3 % пренебрегать, очевидно, нельзя. Кроме того, надо иметь в виду, что использованные при приведенных выше оценках исходные величины усреднены и рассмотрение ситуаций производится в статике. При динамическом рассмотрении исследуемого процесса отмечается значительно большее отклонение по поставкам нефтей, что в свою очередь обусловит увеличение размаха колебаний Л (а) ив целом по объему выработки фракций, как на первичной, так и на последующих стадиях переработки нефти и нефтепродуктов. [c.151]

    Наибольшее воздействие АС должны оказывать на стабильность, кор-рознонность, противоизносные характеристики, электролизуемость, про-катаваемость нефтепродуктов при повышенных температурах. АС, по-видимому, практически не влияют на испаряемость, воспламеняемость и горючесть, токсичность, охлаждаюш ую способность жидких топлив и масел, во-первых, из-за близости молекулярных масс АС и углеводородов в соответствующих фракциях и, во-вторых, из-за небольшого их содержания в нефтепродуктах. [c.178]

    Одним из наиболее известных расчетных методов для характеристики керосино-газойлевых и масляных фракций является метод п-ё-М и его разновидности. А для оценки более тяжелых фракций в настоящее время используется так называемый ден-симетрический расчетный метод [2, 3], который так же, как и метод п-ё-М, дает возможность рассчитывать содержание углерода в ароматических (Сд ), нафтеновых (Сн) и парафиновых (Сп Структурах нефтепродуктов, а также среднее число ароматических и нафтеновых колец (Ка и Кн) в молекуле. [c.22]

chem21.info

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И ЕЕ ФРАКЦИЙ.

СОДЕРЖАНИЕ

  Введение……………………………………………………….………………
1. Характеристика нефти и фракций из нее …………………….……………..
2. Обоснование ассортимента получаемых фракций…………….……………
3. Выбор и обоснование схемы ЭЛОУ-АВТ …………………….…………….
4. Принципиальная технологическая схема установки и ее краткое описание ……………………………………………………………………………..  
5. Основное оборудование установки и условия его эксплуатации …………
6. Технологический расчет установки ………..………………………………..
7. Список литературных источников………………………………………..….

ВВЕДЕНИЕ

Нефть является полезным ископаемым, добываемым из недр земли, и представляет собой горючую маслянистую жидкость, цвет которой колеблется от красно - коричневого до почти черного. Нефть является сложной смесью углеводородов с примесью кислород-, сера-, азот- и иных гетероорганических веществ.

Из нефти производится широкий спектр разнообразных нефтепродуктов: топлив, масел и различных химических веществ. Их получению предшествует первичная переработка нефти, реализующаяся на установках ЭЛОУ-АВТ. На этих установках нефть подготавливается к переработке, подвергаясь очистке от нежелательных примесей, и разгоняется на узкие фракции, пригодные к дальнейшей переработке на установках вторичной переработки нефти. Ассортимент фракций, получаемых на АВТ определяется в первую очередь свойствами нефти и ее отдельных фракций, а также содержанием этих фракций.

Возрастающая мощность строящихся и проектируемых НПЗ требует комплектования их минимальным числом технологических установок, что снижает капиталовложения, сокращает сроки строительства заводов. Решение этой задачи достигается повышением производительности технологических установок и комбинированием процессов на одной установке.

Экономически выгодно комбинирование АВТили АТ с ЭЛОУ. В результате комбинирования достигается экономия топлива, электроэнергии, пара и капитальных затрат.

Установка ЭЛОУ-АТ предназначена для переработки сернистой нефти, включая вторичную перегонку широкой бензиновой фракции. При увеличении мощности такой установки снижаются удельные капиталовложения и расход металла, производительность труда увеличивается.

Установка ЭЛОУ-АВТ осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно-вакуумную перегонку и вторичную перегонку бензина. Данная установка позволяет осуществить более глубокую переработку нефти, чемна ЭЛОУ-АТ, получить большее число нефтепродуктов.

Комбинированные установки подобного типа позволяют сократить число технологических установок, тем самым, уменьшив занимаемую площадь, сократить длину трубопроводов и количество обслуживающей их аппаратуры.

В курсовом проекте произведен выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 10 млн. тгод, предназначенной для переработки Марковской нефти (Осинского горизонта).

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И ЕЕ ФРАКЦИЙ.

В таблицах 1.1 - 1.10 приведены данные о физико-химических характеристиках Марковской нефти (Осинского горизонта, скважина №8), служащие исходным материалом для проектирования установки первичной переработки этой нефти.

Таблица 1.1

Физико-химические характеристики нефти

М n20, мм2/с n50, мм2/с Температура застывания, оС Температура вспышки в закрытом тигле, оС Давление насыщенных паров, мм рт. ст.
с обработкой без обработки при 38оС при 50оС
0,8065 4,09 2,44 -42 -36 Ниже -30

Продолжение табл. 1.1

Парафины Содержание, % мас. Кислотное число, мг КОН на 1г нефти Зольность, %мас. Коксуемость, %мас. Выход фракций, % мас.
содержание, % мас. температура плавления, оС серы азота смол сернокислотных смол силикагелевых асфальтенов нафтеновых кислот фенолов до 200оС до 350оС
1,12 0,89 0,02 9,0 4,46 следы - - 0,10 - 0,35 30,9 60,9

Таблица 1.2

Состав газов, растворенных в нефти

Выход на нефть, %мас. Содержание индивидуальных углеводородов, % масс.
С2Н6 С3Н8 изо-С4Н10 Н-С4Н10
3,42 5,3 32,3 16,6 45,8

Таблица 1.3

Характеристика фракций, выкипающих до 200оС

Температура отбора, оС Выход на нефть, % мас. Фракционный состав, оС Содержание серы, % мас. Октановое число (ММ) Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции Давление насыщенных паров при 38 оС, мм.рт.ст
н.к 10% 50% 90%
28-85 7,9 0,6440 0,67 62,0 следы
28-100 10,3 0,6540 0,68 59,0 - -
28-110 12,3 0,6636 0,69 56,0 - -
28-120 14,0 0,6730 0,69 54,0 0,40
28-130 16,4 0,6850 0,68 52,0 - -
28-140 18,6 0,6970 0,67 49,8 - -
28-150 20,6 0,7089 0,69 47,4 0,98
28-160 22,9 0,7145 0,73 45,6 - -
28-170 25,0 0,7201 0,74 43.8 - -
28-180 27,0 0,7257 0,75 42,0 - -
28-190 29,4 0,7313 0,75 41,2 - -
28-200 30,9 0,7370 0,76 38,5 1,6

Таблица 1.4

Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200оС

Темпе-ратура отбора, оС Выход на нефть, % мас. Содержание углеводородов, % мас.
ароматических нафтеновых Парафиновых
всего нормального строения изомерного строения
28-60 5,0 0,6284 1,3621 - -
60-95 4,6 0,6898 1,3915
95-122 4,9 0,7197 1,4079
122-150 6,1 0,7460 1,4203
150-200 10,3 0,7756 1,4334
28-200 30,9 0,7370 1,4105

Таблица 1.5

Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

Температура отбора, оС Выход на нефть, % мас. Содержание серы, %масс. Содержание углеводородов, % мас.
ароматических нафтеновых парафиновых
всего нормального строения изостроения
62-85 2,6 0,6840 0,67 6,5 25,5 - -
62-105 6,0 0,6960 0,71 - -
85-105 3,4 0,7050 0,72 23,5 67,5 - -
85-120 6,1 0,7130 0,73 - -
85-180 19,1 0,7450 0,70 - -
105-120 2,7 0,7230 0,72 11,5 - -
105-140 7,3 0,7350 0,72 13,5 19,5 - -
120-140 4,6 0,7430 0,70 - -
140-180 8,4 0,7620 0,87 - -

Таблица 1.6

Характеристика легких керосиновых дистиллятов

Температура отбора, оС Выход на нефть, % мас. Фракционный состав, оС n20, мм2/с n-40, мм2/с Температура, оС
н.к. 10 % 50 % 90 % 98 % начала кристаллизации вспышки в закрытом тигле
120-230 23,1 0,7752 1,32 - -60

Продолжение табл. 1.6

Теплота сгорания (низшая), кДж/кг Высота некоптящего пламени, мм Содержание ароматических углеводородов, % мас. Содержание серы, %масс. Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята Йодное число, г йода на 100 г дистиллята Фактические смолы, мг на 100г дистиллята
общей меркапта-новой
0,90 0,47 1,70 1,30 -

Таблица 1.7

Характеристика дизельных топлив и их компонентов

Темпе-ратура отбора, оС Выход на нефть, % мас. Цета-новое число Дизельный индекс Фракционный состав, оС n20, мм2/с n50, мм2/с
10% 50% 90% 96%
150-350 40,3 63,5 0,8143 3,29 1,85
180-350 33,9 58,5 61,0 0,8212 4,5 2,3
200-350 30,0 61,4 0,8250 5,24 2,68
230-320 18,0 64,8 0,8255 5,32 2,78
230-350 23,8 63,5 0,8305 7,00 3,17

Продолжение табл. 1.7.

Темпе-ратура отбора, оС Температура, оС Содержание серы, % мас. Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива Анилиновая точка, оС
застывания помутнения вспышки общей меркапта-новой
150-350 -37 -35 0,78 0,47 5,8 67,8
180-350 -33 -29 0,80 - - 68,0
200-350 -28 -22 0,81 0,44 7,8 69,7
230-320 -26 -21 0,80 0,44 9,8 74,4
230-350 -22 -19 0,82 0,45 11,70 75,1

Характеристика сырья для каталитического крекинга в справочной информации не приводится.

Таблица 1.8.

Характеристика остатков

Температура отбора, оС Выход на нефть, %мас.   ВУ50   ВУ80 ВУ100 Температура, оС Содержание серы, % мас. Коксуемость, %мас.
застывания вспышки
выше 300оС 45,4 0,8840 3,35 1,70 1,40 -26 0,97 0,94
выше 350оС 35,7 0,8955 7,25 2,10 1,65 -23 1,02 1,21
выше 400оС 28,0 0,9043 14,00 3,08 2,00 -21 1,06 1,52
выше 450оС 19,0 0,9135 47,00 6,15 3,10 -16 1,27 3,16

Таблица 1.9

Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

Температура отбора, оС Выход дистиллятной фракции или остатка на нефть, %мас. Характеристика базовых масел
n50, мм2/с n100, мм2/с n50/n100
350-400 7,7 0,8670 12,25 2,57 3,4
400-450 9,0 0,8713 30,50 6,57 4,6
450-475 6,3 0,8710 46,05 8,7 5,3
Остаток выше 475 12,7 0,9062 - 42,21 -

Продолжение табл. 1.9

Температура отбора, оС Характеристика базовых масел
  ИВ   ВВК Температура застывания, оС Выход базовых масел, %мас.
на дистиллятную фракцию или остаток на нефть
350-400 - -25 89,5 6,9
400-450 - -19 74,0 6,6
450-475 - -18 72,0 4,5
Остаток выше 475 0,82 -14 77,5 9,8

Таблица 1.10

Разгонка (ИТК) Марковской нефти в аппарате АРН-2

и характеристика полученных фракций

Температура выкипания фракций при 760 мм рт. ст., 0С Выход на нефть, % мас. r420 M  
 
отдельных фракций суммарный  
1. до 28 (газ до С4) 3,42 3,42 - -  
2. 28-42 2,57 5,99 0,6200 -  
3. 42-63 2,79 8,78 0,6450 -  
4. 63-88 2,92 11,70 0,6725 -  
5. 88-103 2,97 14,67 0,7006  
6. 103-121 2,97 17,64 0,7230 -  
7. 121-134 2,97 20,61 0,7400 -  
8. 134-146 3,05 23,66 0,7530 -  
9. 146-163 3,32 26,98 0,7615  
10. 163-177 3,23 30,21 0,7728 -  
11. 177-192 3,18 33,39 0,7822 -  
12. 192-205 3,13 36,52 0,7927 -  
13. 205-228 3,53 40,05 0,8015  
14. 228-243 3,27 43,32 0,8121 -  

Продолжение табл. 1.10

Температура выкипания фракций при 760 мм рт. ст., 0С Выход на нефть, % мас. r420 M
отдельных фракций суммарный
15. 243-255 3,31 46,63 0,8168 -
16. 255-275 3,31 49,94 0,8232 -
17. 275-290 3,32 53,26 0,8290 -
18. 290-305 3,32 56,58 0,8341
19. 305-321 3,32 59,90 0,8430 -
20. 321-342 3,31 63,21 0,8500 -
21. 342-363 3,50 66,71 0,8600 -
22. 363-385 3,45 70,16 0,8678 -
23. 385-405 3,40 73,56 0,8760 -
24. 405-429 3,40 76,96 0,8825 -
25. 429-449 3,53 80,49 0,8910
26. 449-465 3,50 83,99 0,8981 -
27. 465-475 3,31 87,30 0,9026
28. Остаток 12,70 100,00 0,9190 -

На основании данных о составе и свойствах нефти представленных в табл. 1.1 – 1.11 дадим классификацию нефти по ОСТ 38.1197-80 [3]. Марковская нефть содержит 0,89% серы (табл. 1.1), по содержанию серы в нефтепродуктах она относится ко II классу сернистых нефтей. Выход фракций, выкипающих до 350оС составляет 60,9%, таким образом нефть является высокопотенциальной, она относится к первому типу. Марковская нефть содержит 27,8% базовых масел на нефть и 35,7% на мазут и следовательно относится ко второй группе, а по качеству масел (индекс вязкости фракций 85-87) - к третьей подгруппе нефтей. Нефть содержит 1,12% парафина, то есть является низкопарафинистой (первый вид). Таким образом, Марковской нефти можно дать следующий шифр: II T1 М2 И3 П1.

По ГОСТ Р 51858-2002 [2] Марковская нефть имеет следующую характеристику: по содержанию серы в нефти она относится ко 2 классу сернистых нефтей; по плотности, выходу фракций и содержанию парафина нефть относится к 0 типу особо легких нефтей. Датьклассификацию нефти по группе и виду не представляется возможным, в связи с отсутствием необходимых для этого данных в справочной литературе.

studlib.info

Характеристика нефти, фракций и их применение

Поиск Лекций

КУРСОВАЯРАБОТА

по дисциплине:

«Технология переработки нефти и газа»

на тему:

«Топливно-химический блок нефтеперерабатывающего завода мощностью 10 млн. тонн Гуронской нефти в год»

Разработал:

студент гр. 13-ХТ-1

Павлюченко А.М.

 

Проверила:

Ковалева И.В.

 

 

НОВОПОЛОЦК, 2016

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Нефтепереработка начинается с подготовки и первичной переработки нефти. Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависит качество и выходы сырья для получения топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание. Однако невозможно получить качественный товарный продукт без процессов глубокой переработки нефти, которые обеспечивают экономически целесообразное максимально безотходное производство, то есть сырьевой потенциал используется более полно. Поэтому, приоритетными задачами, стоящими перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

1) комплексность переработки нефти и комбинирование процессов;

2) увеличение единичной мощности установок;

3) повышение качества целевых продуктов;

4) снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло- и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти; 5) улучшение условий промышленной безопасности и др.

Решение этих задач предусматривает:

1) Совершенствование основных аппаратов установок НПЗ:

- контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т.д.;

- конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;

- трубчатых печей и теплообменно-холодильного оборудования.

2) Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций. Любой технологический режим должен соответствовать таким экономическим требованиям как низкие инвестиционные затраты и короткий срок окупаемости [1].

Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). В настоящее время разработаны новые ингибиторы коррозии, которые не имеют вышеперечисленных недостатков [2].

С момента одобрения Европейской комиссией экологических норм ЕВРО-5, мировой рынок автомобильного топлива претерпевает структурные изменения. Среди главных тенденций, наблю­даемых в нефтеперерабатывающей отрасли, — снижение удельного производства низкооктановых марок бензинов и рост выпуска высокооктановых, а также суще­ственное улучшение качества. Беларусь старается не отставать в гонке, усиливает ка­чественные показатели бензина. Перед отечественными предприятия­ми поставлена задача обеспечить их соответствие высоким европейским и мировым стандартам. Требования к автомобильным бензинам, соответствующим классу Евро-4, Евро-5,предусматривают резкое снижение содержания ароматических углеводородов и ограничение содержания бензола 1% об. Обычно такие требования достигаются, когда базовым компонентом служит бензин ката­литического крекинга. Однако, в качестве базового компонента часто используют риформат, что затрудняет переход к про­изводству бензинов, соответствующих современным и перспективным требованиям.

Наиболее жесткие требования предъявляются к экологическим характеристикам перспективных дизельных топлив, в частности, в ряде зарубежных стран установлены ограничения на источник образования вредных выбросов (химический состав ДТ): содержание серы не более 0,05 % мас., ароматических углеводородов не более 20 % (в перспективе – не более 10 %) и полициклической ароматики не более 6 – 11 %. Это возможно в случае замены применяемых в настоящее время катализаторов гидроочистки на более эффективные кобальт- или никельмолибденовые серий ГП, ГО и ККД [2]. Наряду с решением проблем гидрообессеривания топлив предстоит осуществить более сложные проекты гидродеароматизации, деазотизации и депарафинизации топлив, что потребует применения процессов их гидрооблагораживания, гидродепарафинизации (изодепарафинизации), а также гидрокрекинга(вакуумных газойлей) для увеличения объемов производства топлив и мазутов [1]. На современных установках на сегодняшний день нельзя обойтись без широкого применения ЭВМ. Внедрение автоматической системы управления технологическим процессом (АСУТП) позволяет реализовать на практике более сложные системы контроля и управления, обеспечить персонал более полной, достоверной и своевременной информацией о работе установки, улучшить диагностику оборудования процессов. Проблема энергосбережения остро стоит на каждом нефтеперерабатывающем предприятии. Следовательно, необходимо предусматривать мероприятия по экономии материальных и энергетических ресурсов, такие как использование тепла отходящих потоков, внедрение новых экономичных установок, реконструкцию уже существующих технологий, замену отдельных узлов и аппаратов на более совершенные [3].

Целью данной курсовой работы является разработка проекта установки топливно-химического блока НПЗ мощностью 10 млн. тонн Гуронской нефти в год и обеспечить глубину переработки нефти не менее 90 %.

 

Характеристика нефти, фракций и их применение

Характеристика нефти

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Основные показатели качества Гуронской нефти представлены в таблицах 1.1, которые составлены с помощью справочной литературы [3].

Таблица 1.1 – Показатели качества Гуронской нефти

Показатели Единицы измерения Значение показателя
Плотность нефти при 20°С кг/м3 840,6
Содержание в нефти: Хлористых солей   мг/дм3  
Воды % масс. 0,46
Серы % масс. 1,22
Парафина % масс. 4,6
Фракции до 360°С % масс. 55,2
Фракции 360-560°С % масс. 27,7
Фракции >560°С % масс. 17,1
Плотность гудрона (остатка) при 20°С (фр.>560°С)   кг/м3   917,7
Вязкость нефти: При t=20°C При t=50°C   мм2/с мм2/с   7,56 3,74
Выход суммы базовых масел с ИВ≥90 и температурой застывания≤-15°С   % масс.   20,3

По содержанию серы Гуронская нефть относится к второму классу («сернистая», с содержанием серы от 0,61 до 1,8 % масс.), по плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций до 3000С и массовой доле парафина – ко первому типу, по степени подготовки к переработке – к первой группе, по массовой доле сероводорода и метил- и этилмеркаптанов – ко первому виду. Таким образом, Гуронская нефть обозначается следующим образом:2.1.1.1. ГОСТ[4] 31378-2009.

На основании составлена таблица потенциального содержания фракций в Гуронской нефти.

 

Таблица 1.2 – Потенциальное содержание фракций в Гуронской нефти

Номер компонента Компоненты, фракции Массовая доля компонента в смеси, хi
Н2
СН4 0,00052
С2Н6 0,001061
С2Н4
Н2S
SС3 0,004629
SС4 0,01519
28-620С 0,0276
62-850С 0,0207
85-1050С 0,0275
105-1400С 0,0684
140-1800С 0,1031
180-2100С 0,0516
210-3100С 0,1562
310-3600С 0,0752
360-4000С 0,0713
400-4500С 0,0952
450-5600С 0,1102
>5600С 0,1716
  Итого: 1,00000

Из таблиц 1.1.1 и 1.1.2 видно, что Гуронская нефть ― нефть средней плотности (840,6 кг/м3) с выходом фракций до 360°С количеством 55,17%масс., т.е. ее первичная переработка на АВТ обеспечивает глубину переработки 55,17%, оставшиеся 44,83% должны обеспечиться вторичными процессами.

 



poisk-ru.ru