4. Кривые ИТК и ОИ как характеристики нефти. Итк нефти расшифровка


4. Кривые ИТК и ОИ как характеристики нефти. Фракционный состав нефти

Похожие главы из других работ:

Виды кривых в потенциометрическом титровании

4. Кривые потенциометрического титрования

Кривая потенциометрического титрования -- графическое изображение изменения ЭДС электрохимической ячейки в зависимости от объёма прибавленного титранта...

Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти

2. Характеристика нефти

Башкирская - одна из богатейших нефтяных областей Советского Союза. На ее территории открыты десятки месторождений, имеющих промышленное значение, из которых такие, как Туймазинское, Шпаковское, Аланское, обладают очень большими запасами нефти...

Окислительно-восстановительное титрование, его применение в фармации

Кривые окислительно-восстановительного титрования

Кривая ОВ титрования - это графическое представление изменения потенциала раствора в зависимости от объема прибавленного раствора. Обычно кривые ОВ титрования строят в координатах E-V (T)...

Определение содержания меди в техническом препарате сульфата меди методами титриметрии и фотометрии

2.1.2. Кривые титрования

Как показывают уравнения реакции взаимодействия катионов ЭТДА, при титровании происходит выделение ионов водорода, для связывания которых в анализируемый раствор вводят аммиачный буфер или щелочь...

Основные этапы переработки нефти

1. Задачи и цели переработки нефти

нефть переработка перегонка Цель переработки нефти - производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив и сырья для последующей химической переработки...

Основные этапы переработки нефти

1.1 Варианты переработки нефти

Различают 3 основных варианта переработки нефти 1. Топливный. По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива...

Основные этапы переработки нефти

2. Переработка нефти

...

Основные этапы переработки нефти

2.1 Подготовка нефти к переработке

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50--100 м3/т), пластовую воду (200--300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10--15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому...

Основные этапы переработки нефти

3.1 Продукты переработки нефти

Как видно на рис. 1 на первом месте по добычи энергетических минеральных продуктов находится нефть. Нефть и газ являются одной из основ российской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. Рис...

Углеводородный состав прямогонных бензинов

2. Состав сырой нефти

Нефть состоит в основном из углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов. Нафтеновые углеводороды являются гомологами циклопентана и циклогексана или углеводородами с конденсированными пяти- и шестичленными циклами...

Углеводородный состав прямогонных бензинов

3. Разделение сырой нефти

Первичная перегонка сырой нефти с получением шести довольно широких фракций, является лишь очень грубым разделением. Упрощенная схема такой первичной перегонки приведена на рис. 1. Рис. 1...

Углеводородный состав прямогонных бензинов

5. Фракционный состав нефти

Фракционный состав нефти и нефтепродукта определяют путем перегонки и ректификации. Перегонка (дистилляция) - это физический метод разделения, основанный на испарении жидкости и конденсации паров, обогащенных легколетучим компонентом...

Фракционный состав нефти

1. Фракционный состав нефти

Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений...

Фракционный состав нефти

1. Фракционный состав нефти

Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений...

Химия нефти и газа

1. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ

Истоки современных представлений о происхождении нефти возникли в XVIII -- начале XIX в. М. В. Ломоносов (1757 г.) заложил основы гипотезы органического происхождения нефти, объясняя ее образование воздействием "подземного огня" на "окаменелые уголья"...

him.bobrodobro.ru

Состав фракционный нефтей и нефтепродуктов, кривые ИТК

    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]     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]

    На рис. 8.14 показаны нормируемые по стандартам на каждый вид нефтепродуктов точки кипения по ГОСТ 2177-87. Очевидно, что для того, чтобы при дистилляции нефти обеспечить эти нормы на фракционный состав, необходимо, чтобы налегание между бензином и авиационным керосином ТС-1 было как минимум 45 °С (обычно же оно составляет 50 - 55 °С), между авиационным керосином и дизельным топливом как максимум 70 °С (обычно оно составляет 50 - 60 °С). Таков же порядок налегания температур между дизельным топливом и мазутом, хотя для последнего норм нет, но на рис. 8.14 показана начальная часть кривой состава мазута при содержании в нем 5%(об.) фракций до 350 °С (обычная норма при проектировании АВТ). [c.384]

    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]

    Если аппроксимацию состава продуктовых фракций проводить на кривой разгонки нефти (температура выкипания — содержание узких фракций), то можно установить, какое количество продуктовой фракции содержится в данной нефти. При этом состав продуктовой фракции будет сразу же удовлетворять нормативным требованиям к фракционному составу нефтепродуктов. [c.83]

    Результаты определения фракционного состава записывают в соответствии с техническими требованиями на данный нефтепродукт отмечают температуры, при которых уровень жидкости в мерном цилиндре соответствует определенным количествам отгона (в % об.), чаще всего 10, 50, 90, 97,5 или 98, либо, наоборот, отмечают количество отгона при определенных нормируемых температурах (например, 100, 200, 260, 270 °С). В случае необходимости отмечают также температуру конца кипения. Концом кипения считают ту температуру, которая при продолжающемся постепенном нагреве больше не поднимается, а, остановившись на определенном максимальном значении, начинает снижаться. После этого нагрев колбы прекращают, через некоторое время замеряют общий выход фракций, полученные результаты измерений представляют в виде таблицы или кривой фракционного состава, построенных в виде зависимости выхода фракций (10, 20, 30...90 % об.) от соответствующих температур (/ .к, Ы%, 20%, Ы%-Ы%, к.уд (см. рис. 2.1). Метод стандартизован в России ГОСТ 2177—99 и в США А8ТМ В86. Этим методом определяется фракционный состав бензинов, керосинов, дизельных топлив, а также нефтей. Для нефти фракционный состав оп- [c.58]

    В результате четкого разделения относительное содержание компонентов или узких фракций (например, в интервале 5—10°С), вьщеленных в лабораторных условиях, практически равно содержанию этих фракций в нефти, т. е. в большинстве случаев фракционный состав и распределение состава в нефтепродуктах, кроме начальных и конечных участков кривой разгонки нефти, практически близки к равномерному распределению АВСВ (рис. 2.13). [c.78]

chem21.info

Развитие методов анализа фракционного состава нефтепродуктов

  • Г. Н. Абаев
  • Е. В. Кушнир
  • А. В. Дубровский
  • О. Н. Михайлова
  • Р. А. Андреева
  • И. А. Димуду
  • А. И. Клюев
  • Полоцкий государственный университет (г. Новополоцк, Беларусь)
  • ООО «НПО «ТехЭнергоПрибор» (г. Санкт-Петербург)
  • ОАО «Полимир» (г. Новополоцк, Беларусь)
  • ОАО «Нафтан» (г. Новополоцк, Беларусь)
  • ОАО «Измеритель» (г. Новополоцк, Беларусь)

Анализируется развитие методов определения фракционного состава легких и тяжелых нефтепродуктов на основе постепенного испарения, в том числе в соответствии с ГОСТ и стандартами ASTM. Рассматривается развитие приборного оформления стандартных методов. Специальное внимание уделяется появлению процесса минидистилляции, основанного на математическом моделировании постепенной перегонки и её развитии, что приводит к созданию компьютерной системы, решающей актуальные как аналитические ,так и практические задачи. Продемонстрированы широкие возможности приборов мини дистилляции: от определения ИТК и фракционного состава тяжёлых, по данным простой перегонки при атмосферном давлении, до определения фракционного состава смеси при компаундировании нефтепродуктов.

Нефть и нефтепродукты содержат углеводороды и неуглеводородные компоненты, различающиеся молекулярной массой, структурой и, соответственно, температурами кипения. Каждая дистиллятная фракция характеризуется рядом свойств, в том числе фракционным составом. Фракционный состав жидких нефтепродуктов определяют методом постепенной перегонки, что соответствует природе и составу жидких нефтепродуктов. Естественно, простой постепенной перегонкой из перегонной колбы невозможно разделить исходную смесь на отдельные углеводороды, так как пары при перегонке всегда представляют собой смесь компонентов, которая по мере перегонки обогащается тяжелыми компонентами. Для разделения испаряющихся продуктов на отдельные компоненты необходима ректификация, то есть, дополнение простой перегонной колбы ректификационной колонкой, предусматривающей частичный возврат конденсата (флегмы). Такая перегонка называется перегонкой по ИТК.

Нефть содержит компоненты, выкипающие при атмосферном давлении при температурах до 600–650°С и выше. Но уже при температуре ~400°С происходит крекинг отдельных компонентов. Поэтому перегонку мазута и тяжелых нефтепродуктов приходится проводить под вакуумом так, чтобы температура сырья в колбе не превышала 400°С. Это еще больше усложняет установку постепенной перегонки нефти. Таким образом, реализованы три варианта постепенной перегонки:

  • простая постепенная перегонка легких нефтяных фракций, выкипающих при атмосферном давлении при температуре ниже 400⁰С
  • перегонка для получения ИТК
  • перегонка тяжелых нефтяных фракций, выкипающих при атмосферном давлении при температуре выше 400⁰С. Каждый метод определения фракционного состава нефтепродуктов имеет свое аппаратурное оформление, которое нашло отражение в соответствующих стандартах.

Рассмотрим определение фракционного состава легких (светлых) нефтепродуктов. На рис.1 представлена схема прибора для определения фракционного состав легких нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 2177–99.

Рис1. Схема прибора для определения фракционного состав легких нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 2177–99

 

Рис.2 Перегонная колба

Компоненты прибора:

  1. Термометр
  2. Колба для перегонки
  3. Асбестовая прокладка
  4. Электрический нагревательный элемент
  5. Подставка
  6. Ручка для регулирования положения колбы
  7. Диск для регулирования нагрева
  8. Выключатель
  9. Открытое дно кожуха
  10. Мерный цилиндр
  11. Фильтровальная бумага
  12. Охлаждающая баня
  13. Трубка холодильника
  14. Кожух 

Анализ фракционного состава тяжелых нефтепродуктов, во избежание крекинга, требует дополнения перегонной установки вакуумным блоком. Определение фракционного состава по методу ИТК требует дополнения перегонной части для осуществления ректификации перегоняемого продукта. Все особенности различных вариантов определения фракционного состава нашли отражение в соответствующих стандартах (табл. 1).

Табл.1. Стандарты, отражающие методы определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов

Характеристика фракционного состава нефтепродукта ГОСТ ASTM
Фракционный состав светлых нефте продуктов(выкипающие при атмосферном давлении и температуре ниже 400⁰С) ГОСТ 2177–99 ASTM D86
Фракционный состав тяжелых нефте продуктов(выкипающие при атмосферном давлении и температуре выше 400⁰С) ГОСТ 11011–85 ASTM D1160
Фракционный состав по ИТК ГОСТ 11011–85 ASTM D2892

 

Методы определения фракционного состава по стандартам различается объемом перегоняемого продукта и, соответственно, объемом перегонной колбы. Для светлых нефтепродуктов объем перегоняемого продукта составляет 100 мл, для всех остальных случаев — 500 мл и более. Перегонка осуществляется с постоянной скоростью 3–5 мл/мин, что обусловлено инерционностью стандартного стеклянного ртутного термометра или других термодатчиков. Только в условиях перегонки с постоянной скоростью можно обеспечить сопоставимые характеристики фракционной разгонки: зависимость объема отгона V от температуры t. Очевидно, все особенности постепенной перегонки (объем перегоняемого продукта, скорость перегонки) определяют время определения фракционного состава: от 20–25 мин для легких нефтепродуктов до нескольких часов для всех остальных случаев.

Развитие нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности сопровождалось совершенствованием методов определения фракционного состава нефтепродуктов. Появились приборы для определения фракционного состава, в которых возможны поддержание постоянной скорости перегонки, замер объема конденсата, осуществляется более точное измерение температуры и давления, в частности, использование термопар и терморезисторов вместо стеклянных термометров, взамен стеклянных и пружинных манометров — других датчиков давления, приведение их показаний к фактическому давлению. В табл. 2 охарактеризованы некоторые применяемые в настоящее время приборы для определения фракционного состава нефтепродуктов.

Табл.2. Некоторые приборы для определения фракционного состава нефтепродуктов

Название прибора Назначение Основные характеристики
АФСА Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов
  • Масса: 40–60 кг
  • Продолжительность анализа: 30–40 мин
  • Работает автоматически
  • Объем пробы: 100 мл

Существует ряд модификаций прибора, выпускаемых различными фирмами в России и других странах

AD86 5G Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов
  • Масса: 60–80 кг
  • Продолжительность анализа: 30–40 мин
  • Работает автоматически
  • Объем пробы: 100 мл

Существует ряд модификаций прибора, выпускаемых различными фирмами в мире. Данная модификация выпускается фирмой ISL 5 (Франция)

АРН-2PETRODIST 100SA-6LAD-1160 NSR Фракционная разгонка нефтепродуктов, в том числе тяжелых, определение ИТК

Характеристики PETRODIST 100SA-6L(б)

  • Габариты:1.43х3.5х0.8 м
  • Максимальный объём загрузки: 4л
  • Потребляемая мощность: 4,5 кВт
Другие приборы имеют близкие характеристики

 

Рис.3 Установки фракционной разгонки нефти, тяжелых нефтепродуктов и определения ИТК

Как видно из табл. 2 и рис. 3, все существующие приборы для определения фракционного состава нефтепродуктов имеют значительную массу и занимают большую площадь, а большая продолжительность определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов делает эти приборы малопригодными для оперативного управления технологическими процессами. В первую очередь это касается определения по ИТК и фракционной разгонки «тяжёлых»нефтепродуктов. Поэтому значительный интерес представляют работы по математическому моделированию процессов постепенной перегонки и созданию на этой основе анализаторов минидистилляции (табл. 3).и их развития.

Табл. 3. Некоторые приборы для определения фракционного состава нефтепродуктов методом минидистилляции

Название прибора  Назначение   Основные характеристики 
Полоцк-1/2  Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов  Масса 7 кг; продолжительность анализа до 10 мин; 6 объем пробы 10 мл. Изготовлен заводом «Измеритель» (Новополоцк, Беларусь) в трех экземплярах [1,2] 
PMD  Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов   Масса 14 кг; продолжительность анализа до 10 мин; объем пробы 10 мл. Выпускается фирмой ISL (Франция) начиная с 2001 г. В мире реализовано значительное количество экземпляров /3/ Аналог выпускает компания PAC (США). 
ТЭП-Полоцк  Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов  Ведутся работы по отработке алгоритмов и программ для анализа фракционного состава тяжёлых и ИТК. Масса 8 кг; продолжительность анализа до 10 мин; объем пробы 10 мл. Выпущена опытно-промышленная партия приборов на заводе «Измеритель» (Новополоцк, Беларусь) /4 / 
MICRODIS   Фракционная разгонка светлых нефтепродуктов , согласно ASTM 7344  Масса 15 кг; продолжительность анализа 12 мин. Выпускается компанией Grabner (Австрия) 

Как видно, приборы, основанные на минидистилляции, значительно проще и удобней в эксплуатации, занимают существенно меньшую площадь и выполняют анализ за значительно меньшее время.

На рис. 4 представлен образец первого прибора минидистилляции Полоцк-1, разработанного на кафедре химической техники Полоцкого государственного университета (ПГУ)1/, который послужил прототипом для приборов PMD, разработанных фирмой ISL (Франция) совместно с ПГУ и выпускаемых с 2001 года. 

Рис.4 Прибор «Полоцк-1» (справа) в сравнении с прибором AD86 5G для определения фракционного состава легких нефтепродуктов

С прибора «Полоцк-1» фактически началась разработка компьютерной системы, включающей аналитический узел минидистилляции, блоки анализа и расшифровки результатов посредством разработанного программного обеспечения. Работа такой компьютерной системы основана на математической модели постепенной перегонки нефтепродуктов /2,5,:6,7/приборов минидистилляции. На кафедре химической техники ПГУ с начала 1990-х гг. развивается научное направление, которое и привело к созданию серии приборов минидистилляции нефтепродуктов, в том числе тяжелых и для определения ИТК. Основные теоретические положения минидистилляции изложены в диссертационных работах [2,5,6,7], в которых было разработано математическое описание фракционной перегонки в режиме однократного испарения (ОИ).

Математическое описание фракционной перегонки в режиме ОИ:

 (1)

В интегральной форме:

 (2)

 (3)

где

  • v — доля отгона нефтепродукта
  • k — коэффициент интенсивности кривой фракционной разгонки
  • a — коэффициент симметричности кривой фракционной разгонки;
  •  - безразмерная температура разгонки, где
  • Тнк — температура начала кипения
  • Ткк — температура конца кипения

Экспериментальные данные используются для установления температуры конца кипения, которую находят при обработке данных фракционной разгонки по уравнению (3), из условия достижения наименьшего отклонения от линейной зависимости в координатах . Обработка экспериментальных данных фракционной разгонки по уравнению (3) в координатах  позволяет определить a и k для всей кривой фракционной разгонки.

Также изучены и используются для конструирования прибора и создания программного обеспечения компьютерной системы:

  • Свойства математических описаний постепенной перегонки, в частности, аддитивность фракционных разгонок
  • Ошибки, связанные с инерционностью датчиков температуры (в частности, стеклянных термометров) и их учет при расчете искомых показателей
  • Взаимосвязь температур перегонки в жидкости и замеряемых температур в паровой фазе
Рис.5 Прибор минидистилляции PMD

Таким образом, первоначально для получения математического описания фракционной разгонки нефтепродукта необходимо проведение самой разгонки в соответствии с методами ГОСТ 2177–99 (для легких) или ГОСТ 11011–85 (для тяжелых), что естественно, так как фракционная разгонка является индивидуальной характеристикой каждого продукта. Поэтому речь должна идти об изучении закономерностей, которые позволят упростить процедуру определения индивидуальных характеристик фракционного состава каждого нефтепродукта.

Работы по изучению закономерностей и детерминированных математических описаний фракционных разгонок /8,9,10,11,12,13/ привели к созданию приборов трех поколений (табл. 3) для осуществления минидистилляции.

На рис.5 представлен прибор PMD, который был создан фирмой ISL совместно с кафедрой «Химическая техника» ПГУ и впервые был продемонстрирован на Выставке в ПГУ 1 сентября 2001года в сравнении с прибором ASTM D86 5G, выпускаемым ранее фирмой ISL. С этого момента и началось распространение приборов минидистилляции в мире для анализа фракционного состава лёгких нефтепродуктов. Для распространения в мире и эксплуатации был разработан специальный стандарт ASTM 7345. Значительный практический и коммерческий интерес в настоящее время представляет прибор «ТЭП-Полоцк» и его развитие для определения ИТК и фракционного состава тяжелых нефтепродуктов.

На рис.6 показаны результаты пересчёта данных разгонки по ГОСТ 2177-99 в показатели по ИТК , согласно ГОСТ 110-85 , выполненные в соответствии с разработанными алгоритмами.

Рис.6 Пересчёт данных фракционных разгонок, полученных в стандартных условиях(ГОСТ 2177-99) в данные разгонки по ИТК

В табл.4-5 приведены данные фракционного состава нефти и мазута ,рассчитанные для различных режимов работы колонны К-2 дистилляции нефти. (для различных нефтей /4/).

Табл. 4. Параметры фракционного состава мазута и нефти

Табл.5. Параметры технологического режима колонны К-2

Фактически «ТЭП-Полоцк» – это уже не прибор, а компьютерная система, которая на основе простого и быстрого физического анализа фракционного состава нефтепродуктов позволяет решать более сложные задачи на основе данных простой перегонки при атмосферном давлении ,при температуре до 400°С (Определение фракционного состава тяжёлых при их неполной перегонке, определение фракционного состава тяжёлых при атмосферном давлении с помощью специальных приёмов при проведении разгонки , определение ИТК, расчёт смешения для обеспечения заданного фракционного состава смеси и др.).

На рис. 7 представлен датчик компьютерной системы «ТЭП-Полоцк».

Рис.7 Датчик компьютерной системы «ТЭП-Полоцк»
  • а — состояние исходное и при разгонке
  • б — состояние при загрузке и выгрузке

Компьютерная система «ТЭП-Полоцк» прошла метрологическую аттестацию в Институте метрологии им. Д. И. Менделеева (г. Санкт-Петербург) и в настоящее время проходит рабочие испытания на предприятиях нефтехимического комплекса Новополоцка (ОАО «Нафтан» и ОАО «Полимир»).

Литература

  1. Способ автоматического определения фракционного состава жидких нефтепродуктов, выкипающих до 400°С, и устройство для его осуществления: патент РБ № 4979 / Г.Н Абаев [и др.]; заявлен в 1998 г.
  2. Спиридонов, А.В. Разработка компьютерной системы контроля качества светлых нефтепродуктов на основе моделирования и экспресс-анализа их фракционного состава: автореферат. диссертации. канд. техн. наук: 05.17.08, 05.17.07 / А.В. Спиридонов; Полоцкий государственный университет – Новополоцк, 1998. 19 с.
  3. United States. Process for determining the distillation characteristics of liquid petroleum products by express minidistilation and apparatus permitting implementation of this process: рat. 6.581.443 В2 / Г. Абаев [и др.]. – June, 24, 2003.
  4. Способ определения фракционного состава жидких нефтепродуктов посредством экспресс-перегонки (варианты) и устройство для его осуществления: пат. 2273845 РФ / Г.Н. Абаев [и др.]; заявлен 17.07.2003; опубликован 10.04.2006.
  5. Жаркова, О.Н. Моделирование процессов компаундирования дизельных топлив и бензинов: автореферат диссертации. канд. техн. наук: 05.17.08 / О.Н. Жаркова;Полоцкий государственный университет – Новополоцк, 1996. 20 с.
  6. Димуду, И.А. Моделирование диагностики процессов ректификации нефти и нефтепродуктов на основе представлений об их фракционной разгонке: автореферат диссертации. канд.техн.наук:05.17.08 /И.А. Димуду; Полоцкий госудаственный университет. – Новополоцк, 1996. 19 с.
  7. Дубровский, А.В. Моделирование фракционного состава и плотности жидких углеводородов на основе их постепенной перегонки: автореферат диссертации. канд. техн. наук: 05.17.08 / А.В. Дубровский, Полоцкий гос. ун-т. – Новополоцк, 2004. 20с.
  8. Жаркова, О.Н. Аддитивность и взаимосвязь характеристик фракционных разгонок нефтепродуктов / О.Н. Жаркова, И.А. Димуду,Г.Н. Абаев, А.В. Спиридонов // Химия и технология топлив и масел. – 1995 №5. – С. 38-40.
  9. Димуду, И.А., Свойства фракционных разгонок нефтепродуктов и их смесей / И.А. Димуду, О.Н. Жаркова, Г.Н. Абаев, А.В. Спиридонов // Известия высших учебных заведений. Серия «Химия и химическая технология». – 1995 Т.38, Вып. 1-2. – С. 136-142.
  10. Спиридонов, А.В. Моделирование фракционной разгонки нефтепродуктов с учетом динамических погрешностей системы измерения температуры / А.В. Спиридонов, О.Н. Жаркова, Г.Н. Абаев, И.А. Димуду // Химия и технология топлив и масел. – 1998 №4. – С. 41-43.
  11. Спиридонов, А.В. Построение кривой ИТК по данным фракционной разгонки с учетом динамических погрешностей системы измерения температуры / А.В. Спиридонов, 13 О.Н. Жаркова, Г.Н. Абаев, Т.В. Шипило // Химия и технология топлив и масел. – 1999 №3. – С. 37-39.
  12. Абаев, Г.Н. Моделирование постепенной перегонки немонотонно выкипающих нефтепродуктов / Г.Н. Абаев, А.В. Дубровский, Р.Г. Абаев // Химия и технология топлив и масел. – 2003 №5. – С. 13-14
  13. Абаев, Г.Н. Математическое описание фракционной разгонки нефтепродуктов и современные методы её определения / Г.Н. Абаев // Вестник Полоцкого. государственного университета. Серия В. Промышленность. Прикладные науки. – 2013. – №3. – С. 145-149

Progress in Test Methods for Distillation of Petroleum Products

  • G. N. Abayev
  • Ye. V. Kushnir
  • A. V. Dubrovskiy
  • O. N. Mikhaylova
  • R. A. Andreyeva
  • I. A. Dimudu
  •  A. I. Klyuyev
  • Polotsk State University (Novopolotsk, Belarus)
  • NPO TekhEnergoPribor LLC (Saint-Petersburg)
  • Polimir JSC (Novopolotsk, Belarus)
  • Naftan OJSC (Novopolotsk, Belarus)
  • Izmeritel JSC (Novopolotsk, Belarus)

Progress in test methods for distillation of light and heavy petroleum products on the basis of gradual evaporation is analyzed, including standard GOST and ASTM methods. Progress in implementation of standard methods is considered. A special attention is paid to mini distillation method becoming, based on gradual distillation mathematic simulation. Mini distillation devices demonstrate broad options: from true boiling point determination to calculation of distillation characteristics under blending of different petroleum products.

techenpribor.ru

Кривая истинных температур кипения - Справочник химика 21

Рис. X. 51. Кривые истинных температур кипения и зависимости качества от глубины отгона.
    Для определения температурного режима ректификационных колонн необходимо иметь кривые истинных температур кипения (ИТК) и однократного испарения (ОИ) как для исходного сырья, так и для выходящих из колонны фракций. Для расчетных целей можно использовать приближенные методы построения кривых однократного испарения. [c.41]
Рис. 75. Кривая истинных температур кипения сырых легких пиридиновых оснований
    КРИВАЯ ИСТИННЫХ ТЕМПЕРАТУР КИПЕНИЯ (ИТК) [c.46]

    Сопоставление кривых истинных температур кипения и однократного испарения, представленных на рис. 9.2, показы- [c.322]

    При определении кривых ИТК нефтяных смесей используют стандартные методы и аппаратуру. По ГОСТ 11011—64 для этих целей. рекомендуется аппарат АРН-2 с колонкой четкой ректификации диаметром 50 мм, высотой слоя проволочной насадки 1016 мм (рис. 1-4). Колонка имеет куб 2 с электрической печью 1 и конденсатор 5. Стандартом регламентируются условия перегонки скорость перегонки, остаточное давление, расход орошения и т. д., при соблюдении которых разделительная способность колонки соответствует 20 т. т. Аппарат АРН-2 обеспечивает достаточную четкость разделения нефтяных смесей, при этом интервал выкипания составляет 1—3°С. Очевидно, чем е фракционный состав отбираемых погонов, тем точнее получают истинные температуры кипения нефтяных смесей. Практически для интервала 3°С фракций получаются достаточно точные кривые истинных температур кипения. [c.20]

    Фракционный состав нефтяных фракций нормируется разгонкой по Энг-леру. Для пересчета кривых истинных температур кипения (НТК) в выбранных пределах отбора фракций в кривые стандартной разгонки пользуются графиком Скобло (рис. 2.1). [c.18]

    Рпс. X. 50. Аппарат упрощенной конструкции для построения кривых истинных температур кипения. [c.221]

    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]

    Сложные углеводородные системы. Нефтяные фракции представляют собой смеси, состоящие из столь большого числа отдельных соединений, что их идентификация для определения состава системы и вообще для инженерных расчетов практически не имеет смысла. Для описания свойств этих систем, называемых сложными или непрерывными смесями, используются так называемые кривые разгонок, из которых наиболее важными являются кривые истинных температур кипения (ИТК). Если представить, что компоненты, составляющие сложную смесь, отгоняются из нее под постоянным давлением в строгой последовательности, отвечающей их точкам кипения t, непрерывно возрастающим с долей отгона е, то график зависимости t — ей носит название кривой истинных температур кипения. Каждая точка на непрерывной кривой ИТК представляет температуру кипения гипотетического точечного компонента, выкипающего из исходной смеси при данной доле отгона, и поэтому может рассматриваться еще и как точка кривой давления насыщенного пара данного компонента, отвечающая при этой температуре тому постоянному давлению, при котором построена линия ИТК. [c.103]

    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]

    В том случае, когда на АВТ предусматривается переработка смеси нефтей, до проведения технологического расчета для этой смеси определяют фракционный состав и другие показатели качества. Кривую истинных температур кипения (ИТК) смеси нефтей строят следующим образом. Кривую ИТК каждой нефти разбивают на 10—15 фракций. Температурные интервалы фракции для всех нефтей должны быть одинаковы. Определяют содержание каждой фракции в нефти. Содержание фракции Сфр (% масс.) в смеси определяют по уравнению [c.25]

    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]

    Как видно из кривой истинных температур кипения (рис. 27), большая часть смолы представляет собой непрерывную смесь, выкипающую в основном при температурах выше 300 °С, и что возможно получение нафталиновой фракции с высоким содержанием и большой полнотой извлечения основного компонента. Однако простой ректификацией смолы нельзя получить остальные компоненты в виде высококонцентрированных фракций. Их целесообразно извлекать из относительно малоконцентрированных фракций, применяя повторную ректификацию и другие методы. [c.161]

    На рис. 9.2 представлена кривая истинных температур кипения каменноугольной смолы, полученная при четкой ректификации ее. Как видно из этой кривой, большая часть компо- [c.318]

    При исследовании новых нефтей фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками. 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.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а остальных во избежание термического разложения — под различным вакуумом. По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до фракций с концом кипения 475—550 °С. [c.18]

    Для того, чтобы построить кривые ОИ, используют специальные вспомогательные графики. На рис. 5.7 приведен график, позволяющий построить кривые ИТК (кривые истинных температур кипения) и ОИ по кривым фракционного состава, полученного стандартной разгонкой по ГОСТ 2177—66 (график Эдмистера), а на рис. 5.8 — график Обрядчикова — Смидович (построение кривой ОИ по данным кривой ИТК). [c.246]

    В производственных и отраслевых лабораториях по методикам определяют групповой углеводородный состав, фракционный состав и ряд физических свойств углеводородных систем — плотность, вязкость, температуру застывания, коксуемость по Конрад-сону и т. д. Для определения фракционного состава используют дистилляцию и ректификацию. Например, по результатам отбора узких фракций строят кривые разгонки нефти или кривые истинных температур кипения (ИТК) и устанавливают потенциальное содержание в нефтях бензиновых, керосино-газойлевых, дизельных фракций. [c.46]

    Метод можно использовать в аналитических и препаративных целях, а также для получения кривых истинных температур кипения (НТК) нефтяных фракций. Преимущества хрома-дистилляции перед ректификацией в последнем случае—более четкое разделение, вплоть до полного разделения компонентов, значительно меньшие объемы пробы (150 мкл) для анализа, более низкая температура анализа, что позволяет получать дан-- [c.134]

    Строят кривую истинной температуры кипения перегоняемого продукта (ИТК) на основании зависимости температуры конца кипения отдельной фракции от ее суммарного выхода. [c.75]

    Пусть кривая истинных температур кипения (ИТК) углеводородной смеси описывается функцией распределения  [c.52]

    Состав обезвоженных сырых пиридиновых оснований может быть охарактеризован кривой истинных температур кипения (рис. 75). Ректификация оснований велась еа колонне с 25 теоретическими тарелками при рефлюксном отношении 30 1. [c.323]

    На рис. 76 приведена кривая истинных температур кипения тяжелых оснований, характеризующих их состав. Как видно из приведенных данных, содержание легких пиридиновых оснований (высших гомологов) составляет около 5%, хинолина — около 35%, изохинолина — до 8%, хинальдина — около 10—12%. Эти три продукта концентрируются в фракциях 235— [c.329]

    На рис. 82 приведена кривая истинных температур кипения характерной поглотительной фракции, получаемой а современных смолоперегонных установках непрерывного действия с [c.336]

    Обилие компонентов и близость их температур кипения приводит к то.му, что кривая истинных температур кипения почтя не имеет характерных площадок, позволяющих четко разли-ч,ить узкие фракции, характерные для отдельных компонентов. [c.336]

    На рис. 83 приведена кривая истинных температур кипения первой антраценовой фракции, отобранной в хороших условиях ректификации на одной из лучших смолоперегонных установок непрерывного действия с трубчатыми печами. [c.340]

    Распределение компонентов по их летучести уже издавна рассматривалось как главная характеристика нефти. Любую ректификационную колонку, обладающую достаточным числом теоретических тарелок, можно использовать для построения так называемой кривой истинных температур кипения , т. е. кривой зависимости между температурами кипения отдельных фракций и весовым процентом отгона последних. При расчете учитываются также потери при перегонке и остаток. [c.28]

    Если классифицировать нефти по их фракциям, то целесообразно применять для сравнения столько фракций, сколько окажется необходимым. Идея Лена и Гартона была развита Ван-Несом и Ван-Вестеном [391)1, применявшими кривую истинных температур кипения для всей нефти в целом и последующий анализ каждой фракции с целью выяснения распределения углерода в нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородах. Получающиеся таким образом результаты авторы назвали спектром распределения углерода, имеющим большое значение для переработки нефти. Эта система имеет ограниченное значение при характеристике нефтей по классам, но может быть весьма полезной, так как позволяет дифференцировать различные нефти. Однако она с успехом может быть использована для ключевых фракций по классификации Лена и Гартона. [c.52]

    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]

    Рнс.9.2. Кривые истинных температур кипения (ИТК) и однократного испарения (ОИ) для каменноугольной смолы 1 - ИТК 2 - ОИ I - на-фталино-воздушная смесь П - фтале-воздушная смесь III - фталевый ангидрид сырец [c.318]

    Если в аппарате ИТК перегонять смесь, состоящую нз компонентов, резко отличвых но температурам кипения, то идеальная кривая перегонки б дет иметь ступенчатую форму. Во всех остальных случаях, в частности цри перегонке сырой нефтп, кривая истинных температур кипения будет иметь плавный вид, (фиг. 69). Перегонку ведут следующим образом. В колбу заливают сырье. [c.131]

    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]

    На рис. 37 приведена кривая истинных температур кипения одного из образцов сырого бензола, на которой в параллельных координатах нанесено распределение непредельных и несульфи-рующихся соединений. [c.188]

    По данным табл. 103 и кривой истинных температур кипения для поглотительной фракции видно, что для получения мо-нометилнафталинов нужно выделять фракцию I (235—250°). [c.337]

chem21.info

Пример кривой ИТК нефти (с учётом стадии вакуумной перегонки). Кривая ОИ. Принцип определения температуры входа нефти в основную ректификационную колонну

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 1

1.  Пример кривой ИТК нефти (с учётом стадии вакуумной перегонки). Кривая ОИ. Принцип определения температуры входа нефти в основную ректификационную колонну.

2.  Вредное действие воды и  солей в нефти.

3.  Эскизы и принцип работы атмосферной и вакуумной колонн. Входящие и выходящие потоки, режим.

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 2

1.  Тепловые свойства нефти и нефтепродуктов. Количество тепла, вносимого в К-2 сырьём (Qс).

2.  Типы природных эмульгаторов водонефтяных эмульсий.

3.  Технологическая схема ВТ (обозначить входящие и выходящие потоки, режим работы основных аппаратов).

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 3

1.  Формирование и основные свойства нефтяных дисперсных систем (НДС). Типы сложных структурных единиц (ССЕ).

2.  Назначение и принцип работы колонны К-1 в схеме АТ.

3.  Плотность нефти и нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, гудрона). Определить плотность смеси при 20ºС и при 300ºС, если плотность компонентов при 20ºС - 820, 870 и 900 кг/м3 (содержание компонентов в смеси 20, 40 и 40% об. соответственно).  

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 4

1.  Международная классификация нефтяных топлив. Моторные топлива и основные требования к ним.

2.  Определить давление насыщенных паров бензиновой фракции           85-180ºС  при 60ºС и при 100ºС.

3.  Стабилизация нефти – назначение, технологическая схема, режим работы.

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 5

1.  Основные физико-химические свойства нефти  и нефтепродуктов (плотность - относительная и абсолютная, вязкость, давление насыщенных паров, коксуемость).

2.  Назначение и схемы создания вакуума. Сырьё и продукты вакуумной перегонки.

3.  Эскиз и принцип работы основной атмосферной колонны с отпарными секциями.

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

   РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 6

1.  Низкотемпературные свойства реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и котельных топлив. Пути улучшения низкотемпературных свойств.

2.  Теплообменная аппаратура технологических установок. Принципы расчёта печей, теплообменников, холодильников.

3.  Назначение, технологическая схема и режим работы ЭЛОУ.

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 7

1.  Основные требования к автомобильным бензинам. Роль отдельных углеводородов в обеспечении эксплуатационных и экологических свойств бензина.

2.  Определить линейную скорость движения паров (w)  в колонне, если объём паровой фазы в данном сечении 30 м3/c, диаметр колонны 5м. Сопоставить с допустимой линейной скоростью для данной колонны.

3.  Эскиз, принцип работы и режим электродегидратора.

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 8

1.  Фракционный состав нефти и нефтепродуктов. Методы испарения. Преимущества ОИ по сравнению с постепенным испарением (показать графически).

2.  Вредные примеси в нефти. Методы разрушения водонефтяных эмульсий. Уравнение Стокса.

3.  Эскиз атмосферной колонны. Назначение и виды орошения. Расчёт количества циркуляционного орошения. Способы подачи тепла в колонну.

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

vunivere.ru