Еще отчеты по лабам / Определение фракционного состава. Определение фракционного состава нефти


Определение фракционного состава нефти | MPlast.by

Определение фракционного состава нефти – это основополагающий фактор для выбора направления ее дальнейшей переработки. Поскольку испаряемость топлива – это одна из самых важных его характеристик, фракционный состав нефтяного сырья должен соответствовать определенным нормам.

Суть процесса фракционирования нефти заключается в разделении многокомпонентной смеси углеводородов на фракции на основании разницы в  температурах кипения отдельных компонентов смеси. Фракционный состав нефти отображается объемным (либо массовым) выходом отдельных фракций, выкипающих в определенном температурном промежутке или до определенного температурного предела.

Несмотря на разнообразие лабораторного оборудования для химических лабораторий, применяемого для определения фракционного состава нефти, базовым методом определения фракционного состава нефти является дистилляция

Дистилляция – представляет собой физический метод, позволяющий разделить смесь углеводородов на разные фракции в зависимости от температурного интервала кипения посредством выпаривания нефти и последующей дробной конденсацией полученных нефтяных паров.

Выделяют 3 варианта дистилляции нефти и нефтепродуктов ( в зависимости от количества ступеней конденсации паров):

  • перегонка нефти или простая дистилляция, при которой все образующиеся пары полностью конденсируются;

    АРН-ЛАБ-11 Автоматический аппарат для определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов

  • дистилляция с дефлегмацией, при которой из полученных нефтяных паров конденсируется часть высококипящих фракций и возвращается в виде жидкой флегмы в кипящую смесь углеводородов, а остальная часть паров, насыщается низкокипящими компонентами и полностью конденсируется;
  • ректификация – это процесс дистилляции, сопровождающийся многократной дефлегмацией паров с одновременным выпариванием низкокипящих компонентов из флегмы; ректификация позволяет достичь самой высокой концентрации низкокипящих фракций в парах перед их полной конденсацией.

На базе вышеперечисленных методов дистилляции разработаны большинство современных лабораторных методов определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов. Метод ректификации позволяет обеспечить максимальную точность определения фракции из кипящей нефти.

Для определения фракционного состава светлых и темных нефтепродуктов при атмосферном давлении в соответствии с ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007, ГОСТ 2177-99 (методы А и Б), ISO 3405, ASTM D 86 и другими аналогичными стандартами в диапазоне температур до 400°С применяют АРН-ЛАБ-11.

Заметили ошибку? Выделите ее и нажмите Ctrl+Enter

mplast.by

Определение фракционного состава нефти и нефтепродуктов

 

Цель работы: познакомиться с методами и оборудованием для определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов.

Аппаратура: колба для перегонки, охлаждающая баня холодильника, мерный цилиндр, термометр стеклянный ртутный, секундомер, барометр.

Топливо: АИ–93.

Фракционированием называется разделение сложной смеси компонентов на смеси более простого состава или, в пределе на индивидуальные составляющие. Применительно к нефти такое разделение можно проводить разными методами, основанными на различиях в физико-химических свойствах составляющих смеси: температурах кипения (перегонка и ректификация), скоростях испарения (молекулярная перегонка, тонкослойное испарение), склонности к адсорбции на различных пористых телах (хроматография), растворимости в различных растворителях (экстракция), температурах плавления (кристаллизация из растворов) и др. Нефтяные фракции характеризуются температурами начала перегонки и конца кипения, фракционным составом.

Газолиновая фракция бензинов,имеющая температуру кипения от 40 до 180 °С и содержащая углеводороды от до . Из данной фракции получают газолин, автомобильный и авиационный бензины.

Температура начала кипения – это температура, отмеченная (скорректированная, если необходимо) в момент падения первой капли конденсата с конца трубки холодильника во время перегонки, проводимой в стандартных условиях.

Температура конца кипения – это максимальная температура, отмеченная (скорректированная, если необходимо) в период завершающей стадии перегонки, проводимой в стандартных условиях. Это обычно происходит после выпаривания всей жидкости со дна колбы.

Температура конца перегонки (выпаривания) – это температура, отмеченная (скорректированная, если необходимо) в момент испарения последней капли жидкости со дна колбы во время перегонки, проводимой в стандартных условиях. Капли и пленка жидкости на стенке колбы или термометра не учитываются.

Температура разложения – это показание термометра, соответствующее первым признакам термического разложения жидкости в колбе. Характерными признаками термического разложения являются появление белых паров и неустойчивые показания термометра, которые уменьшаются после любой попытки отрегулировать нагрев.

Объем отогнанного продукта – объем конденсата в кубических сантиметрах в мерном цилиндре, который отмечается одновременно с показанием термометра.

Отгон (выход) – максимальный объем конденсата, определенный по пункту (см. пункт 4.4.7) (в процентах).

Восстановленный общий отгон – сумма объема конденсата в мерном цилиндре и остатка в колбе, определенных по пункту (см. пункт 4.4.8) (в процентах).

Потери – разность между 100 и восстановленным общим отгоном в процентах.

Остаток – разность между восстановленным общим отгоном и отгоном (выходом) в процентах или объем остатка в кубических сантиметрах при непосредственном его измерении.

Выпаривание–сумма отогнанного продукта (выхода) и потерь в процентах.

Выполнение работы

 

При перегонке нефтепродукта получены следующие результаты:

Температура начала кипения, °С – 36,0;

5% отгона получено при температуре, °С – 51;

10% отгона получено при температуре, °С – 60,0;

15% отгона получено при температуре, °С – 68,0;

20% отгона получено при температуре, °С – 77,0;

30% отгона получено при температуре, °С – 96,0;

40% отгона получено при температуре, °С – 112,0;

45% отгона получено при температуре, °С – 118,0;

50% отгона получено при температуре, °С – 122,0;

55% отгона получено при температуре, °С – 126,0;

60% отгона получено при температуре, °С – 130,0;

70% отгона получено при температуре, °С – 140,0;

80% отгона получено при температуре, °С – 154,0;

85% отгона получено при температуре, °С – 163,0;

90% отгона получено при температуре, °С – 180,0;

95% отгона получено при температуре, °С – 190,0;

Температура конца кипения или выпаривания, °С –200;

Получено отгона, % – 96,5;

Остаток в колбе, % – 1,0;

Потери при перегонке, % – 2,5.

По полученным данным строим график 1: по оси ординат откладываем значения температур (в °С), а по оси абсцисс – значения отгона (в %).

 

 

Рисунок 1 – Кривая перегонки

Подставляем данные полученные опытным путём, в формулу:

,

где V – объем отгона, %;

– объем отгона, равный заданному объему выпаривания, %;

– предыдущий по отношению к объем отгона,%;

– температура, соответствующая объему отгона , °C;

– температура, соответствующая объему отгона ,°С.

Тогда температура при 10 %-ном испарении (7,5 % отгона), °С:

Тогда температура при 50 %-ном испарении (47,5 % отгона), °С:

Тогда температура при 90 %-ном испарении (87,5 % отгона), °С:

Занесём полученные данные в таблицу 1.

Таблица 1 – Температуры при заданном объёме выпаривания

 

 

Заданный объем выпаривания, % Расчетный объем отгона, % Температура, °С, найденная
графически аналитически
7,5 55,5
47,5 119,5
87,5 172,5

 

Определим скорость изменения показаний термометра С:

Где – повышение температуры в рассматриваемом интервале, °С;

– минимальный объем отгона или выпаривания в начале рассматриваемого интервала перегонки, %;

– максимальный объем отгона или выпаривания в конце рассматриваемого интервала перегонки, %;

– температура, при которой достигается минимальный объем отгона , °C;

– температура, при которой достигается максимальный объем отгона , °С.

 

©2015 arhivinfo.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.

arhivinfo.ru

Определение - фракционный состав - нефть

Определение - фракционный состав - нефть

Cтраница 1

Определение фракционного состава нефти и нефтепродуктов ведется в строго установленных условиях ( объем сосуда, скорость нагрева и перегонки и пр. Изменение условий перегонки меняет показатели фракционного состава. Поэтому при изучении фракционного состава необходимо знать метод его определения.  [1]

Определение фракционного состава нефтей основано на разделении их на отдельные фракции по температуре кипения. При этом дается количественная оценка выхода основных фракций, выкипающих до 300 С. Перегонять более высококипящие продукты не рекомендуется, так как они при этом могут разлагаться.  [2]

Определение фракционного состава нефтей и нефтяных фракций проводится в лабораторных условиях.  [3]

Определение фракционного состава нефти и нефтепродуктов по ИТК проводят на лабораторных ректификационных колоннах методом периодической ректификации.  [4]

Для определения фракционного состава нефти применяют стандартный аппарат для разгонки нефтепродуктов по ГОСТ 1392 - 63, представляющий собой видоизмененный аппарат Энглера-Убеллоде.  [5]

Для определения фракционного состава нефти по НТК в течение ряда лет успешно используется расчетный метод [ 71, основанный на закономерности распределения фракций по температурам кипения согласно нормальному закону распределения, если состав анализируемой нефти дополнить так называемым: неучтенным отгоном, т.е. легкими компонентами, потерянными нефтью на пути от пласта до нефтеперегонной аппаратуры.  [6]

Методы определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов путем лабораторной перегонки были описаны в гл.  [7]

Далее для определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов в зависимости от требуемой четкости погоноразделения, количества продукта, необходимого для последующих исследований, его термической стойкости и других целей в нефтяных лабораториях используются различные виды перегонки.  [8]

Относительная ошибка при определении фракционного состава нефтей отечественных месторождений при 200 С по формуле (2.2) составляет около 20 % и объясняется различием содержания в нефтях смол, парафинов и других примесей. Несколько большие отклонения при расчете наблюдаются для среднеазиатских нефтей, проявляющих аномальные и вязкопластичные свойства. Дополнительные исследования позволили установить, что для нефтей ряда регионов: Башкирии, Татарстана, Пермской области, Удмуртии расчеты по формуле (2.2) дают заниженные результаты, для нефтей Западной и Восточной Сибири, Сахалинской области - завышенные.  [9]

Относительная ошибка при определении фракционного состава нефтей отечественных месторождений при 200 С по формуле (2.2) составляет около 20 % и объясняется различием содержания в нефтях смол, парафинов и других примесей. Несколько большие отклонения при расчете наблюдаются для среднеазиатских нефтей, проявляющих аномальные и вязкопластичные свойства, Дополнительные исследования позволили установить, что для нефтей ряда ревдонов: Башкирии, Татарстана, Пермской области, Удмуртии расчеты по формуле (2.2) дают заниженные результаты, для нефтей Западной и Восточной Сибири, Сахалинской области - завышенные.  [10]

Настоящий стандарт устанавливает метод определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой истинной температуры кипения ( НТК) 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.  [11]

Одной из первых операций, связанных с определением фракционного состава нефти, является определение количества и состава растворенных в ней углеводородных газов. Для отделения последних сырую нефть в течение 3 - 4 ч подогревают до 150 - 200 С в аппарате ИТК для разгонки нефти. Несконденсировавшиеся газы и легкую головную фракцию углеводородов отбирают раздельно: газ в газометр, головную фракцию в колбу, погруженную в баню со льдом. По окончании перегонки подсчитывают выход этих продуктов в весовых процентах и затем перегоняют в аппарате низкотемпературной ректификации.  [12]

Одной из первых операций, связанных с определением фракционного состава нефти, является определение количества и состава растворенных в ней углеводородных газов. Для этого используется газохрома-тографический метод. По полученным хроматограммам определяется количество и состав низкокипящих газообразных углеводородов. Метод низкотемпературной ректификации, применявшийся ранее для этих целей, в настоящее время не используется.  [13]

Одной из первых операций, связанных с определением фракционного состава нефти, является определение количества и состава растворенных в ней углеводородных газов. Для отделения последних сырую нефть в течение 3 - 4 ч подогревают до 150 - 200 С в аппарате НТК для разгонки нефти. Несконденсировавшиеся газы и легкую головную фракцию углеводородов отбирают раздельно: газ в газометр, головную фракцию в колбу, погруженную в баню со льдом. По окончании перегонки подсчитывают выход этих продуктов в весовых процентах и затем перегоняют в аппарате низкотемпературной ректификации.  [14]

Основным назначением методов лабораторной перегонки и ректификации является определение фракционного состава нефти и нефтепродуктов, который может быть выражен несколькими способами. Методы различаются применяемой для разделения исходной смеси на фракции аппаратурой и способами отбора и фиксации выхода фракций. Ниже рассмотрены основные из этих методов.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Определение фракционного состава

Лабораторная работа №1

«Определение фракционного состава

нефтепродуктов (дизельного топлива)»

Цель работы: Ознакомление со способом определения фракционного состава топлива и принципиальной схемой разгонки нефтепродуктов. Ознакомление с методикой проведения испытания. Ознакомление с оборудованием для проведения испытания.

1 Общие сведения о фракционном составе топлива.

Фракционный состав топлива – показатель степени однородности топлива – позволяет оценить качество его испаряемости. Пределы температур фракци­онной разгонки топлива являются признаком испаряемости легких сортов топ­лива. Топливо для двигателя должно обладать малым диапазоном фракций. Высококачественным можно считать топливо» содержащее максимум фракций перегоняющихся в пределах от 250 до 350° С. Наличие легких фракций в топ­ливе улучшает пусковые качества двигателя, но увеличивает жесткость его ра­боты. Утяжеление фракционного состава топлива повышает его вязкость, а, сле­довательно, вызывает ухудшение качества распыливания и сгорания.

2 Схема установки

При определении фракционного состава нефтепродуктов применяют уста­новку для перегонки, изображенную на рисунке.

Рис. 1 Общий вид лабораторной установки для перегонки нефтепродуктов.

1 - колба; 2 - термометр; 3 - верхний кожух; 4 - прокладка; 3 - трубка холодиль­ника; 6 - верхний патрубок холодильника; 7 - холодильник; 8 - нижний патрубок холодильника; 9 - измерительный цилиндр.

3 Подготовка нефтепродукта и аппарата для разгонки к испытанию.

Перед перегонкой нефтепродукты обезвоживают. Предварительное удале­ние значительных количеств воды из нефтепродуктов производят отстаиванием и последующим сливанием нефтепродуктов.

Дизельное топливо без наличия видимой воды (слегка мутное) фильтруют через сухой складчатый фильтр. При большой обводнённости топливо предва­рительно взбалтывают в течение 10-15 мин со свежепрокаленным сульфатом натрия, а затем фильтруют.

Сухим чистым измерительным прибором отмеривают 100 мл испытуемого нефтепродукта (дизельного топлива) и осторожно переливают его в колбу так, чтобы топливо не попало в отводную трубку колбы.

Испытуемый нефтепродукт при наливе в колбу должен иметь температуру 20±3°С. В шейку колбы с нефтепродуктом через плотно пригнанную пробку вставляют термометр так, чтобы ось термометра совпадала с осью шейки кол­бы, а верх ртутного шарика находился на уровне нижнего края отводной труб­ки.

Отводную трубку колбы соединяют с верхним концом трубки холодиль­ника при помощи плотно пригнанной пробки так, чтобы отводная трубка вхо­дила в трубку холодильника на 25-40 мм и не касалась стенок последней.

При перегонке дизельного топлива температура воды в холодильнике в начале перегонки должна быть 50±2°С, а к концу перегонки может поднимать­ся до 60—70° С за счет теплообмена.

4 Проведение испытания.

После подготовки аппарата для перегонки записывают барометрическое давление и начинают равномерно нагревать колбу так, чтобы до падения пер­вой капли дистиллята из трубки холодильника в чистый сухой цилиндр прошло (при перегонке дизельного топлива) 10-15 мин. Интенсивность нагрева регули­руют реостатом.

Температуру, показываемую термометром в момент падения первой капли дистиллята из трубки холодильника в измерительный цилиндр, записывают как температуру начата перегонки (начала кипения).

После установления температуры начала перегонки измерительный ци­линдр подвигают к концу трубки холодильника так, чтобы дистиллят стекал по стенке цилиндра Далее перегонку ведут с равномерной скоростью 4-5 мл в 1 мин, что соответствует примерно 20-25 каплям за 10 с

В процессе перегонки производят записи, изменяющиеся в соответствии с техническими требованиями на испытуемый нефтепродукт.

При этом либо нормируются температуры, соответствующие определен­ным значениям величин отгона, в процентах (для дизельного топлива 10; 50; 90%), либо нормируются значения величины отгона в процентах при определённых температурах (до 100; 200; 250; 270°С).

В процессе перегонки (дизельного топлива) записывают температуры, со­ответствующие моментам, когда уровень жидкости в цилиндре доходит до ме­ток, численно равных значениям величины отгона в процентах, указанных в технических требованиях на испытуемый нефтепродукт.

При перегонке топлива для реактивных двигателей, керосина и дизельного топлива, после того как уровень жидкости в измерительном цилиндре достиг­нет 95 мл, интенсивность нагрева не меняют и отмечают время, прошедшее от момента отгона 95 мл до конца перегонки. Для дизельного топлива за темпера­туру конца перегонки принимается температура, соответствующая 96% отгона. Если это время превышает 3 мин, то испытание считают недействительным и перегонку повторяют заново.

После достижения температуры конца перегонки испытуемого нефтепро­дукта нагрев колбы прекращают и дают стечь дистилляту в течение 5 мин. За­тем записывают объем жидкости в измерительном цилиндре.

Все отсчеты ведут при перегонке с точностью до 0,5 мл и до 1 °С. После прекращения нагрева колбы верхний кожух снимают, дают колбе охладиться в течение 5 мин и, сняв термометр и отсоединив колбу от трубки холодильника, осторожно выливают горячий остаток в измерительный цилиндр вместимостью 10 мл. Цилиндр с остатком охлаждают до 20±3°С и записывают объем остатка с точностью до 0,1 мл. Разность между 100 мл и суммой объемов дистиллята и остатка записывают как потерю при перегонке.

При перегонке неизвестного по фракционному составу нефтепродукта за­писывают температуру начала перегонки (начала кипения) и температуры, со­ответствующие следующим значениям величины отгона 10; 20, 30; 40; 50, 60; 70; 80; 90 и 97%.

После приближенного установления марки испытуемого нефтепродукта проводят повторную перегонку его по точкам технических требований для этой марки.

Расхождение между двумя определениями фракционного состава не долж­но превышать следующих величин:

- для температуры начала перегонки 4 °С;

- для конечной и промежуточных точек фракционного состава 2 °С и 1 мл;

- для остатка ОД мл.

5 Вывод.

В данной работе мы ознакомились:

1. Со способом определения фракционного состава топлива и принципиальной схемой установки для разгонки нефтепродуктов.

2. С методикой проведения испытания.

3. С оборудованием для проведения испытания.

studfiles.net

Определение фракционного состава нефти - Механика

ЦЕЛЬ И СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ:

1. Ознакомиться с процессом первичной переработки нефти

2. Провести разгонку нефти и рассчитать объемный и весовой выход каждой фракции

3. Опытным и расчётным путем проверить плотность каждой фракции

ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

Нефть и нефтепродукты представляют собой такую сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений, что обычными методами перегонки их невозможно разделить на индивидуальные соединения. Нефть и нефтепродукты разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Такие части называют фракциями. Нефтяные фракции в отличие от индивидуальных соединений не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, то есть имеют температуру начала кипения (н.к.) и конца (к.к.). Температура начала и конца кипения зависит от химического состава фракций.

Фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель имеет большое практическое значение. По фракционному составу нефти можно судить о том, какие нефтепродукты и в каких количествах можно из нее выделить.

Все нефти содержат алканы, циклоалканы и арены. Количественное содержание этих углеводородов в различной нефти неодинаково и также зависит от месторождения. Кроме того, в нефти имеются гетероатомные соединения, содержащие кислород, серу, азот. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.

Основные фракции, выделяемые при первичной перегонке нефти:

1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н.к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 °C (в зависимости от технологической цели получения авто-, -авиа-, или другого специального бензина). Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой от н.к. от 150–180 °C до 270-280 °C. В этой фракции содержатся углеводороды С10 – С15. Используются в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 °C до 320-250 °C. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

4. Мазут – остаток после отгона вышеперечисленных фракций с температурой кипения более 320-350 °C. Мазут может использоваться как котельное топливо или подвергаться дальнейшей переработке либо крекингу, либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (служащего сырьем для каталитического крекинга с целью получения высококачественного компонента бензина).

5. Гудрон – почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

АППАРАТУРА И МАТЕРИАЛЫ

1. Колба Вюрца для перегонки – объемом 100 мл.

2. Термометр стеклянный ртутный по ГОСТ 400 типа ТИН 4-1 и ТИН 4-2 для разгонки (от 0 до 360 °C).

3. Сырая обезвоженная нефть.

4. Колба плоскодонная вместимостью до 100 см.

5. Кипелки в виде керамических шариков.

6. Баня охлаждающая для колбы (представляет собой высокий химический сосуд из прозрачного стекла, высота бани должна быть такой, чтобы можно было погрузить колбу в охлаждающую жидкость до метки 100 см).

7. Ареометры для определения плотности нефти и полученных фракций.

УКАЗАНИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

Лабораторная работа проводится с соблюдением требований по технике безопасности, изложенными в лабораторной работе №1 «Определение плотности нефти и нефтепродуктов ареометром».

МЕТОДИКА И ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

В колбу Вюрца объемом 100 мл наливают 50 мл сырой нефти и кидают в нее кипелки. Колбу закрывают пробкой с термометром и соединяют через прямой холодильник и аллонж с приемником (как показано на рисунке 1).

Рисунок 1 – Установка для перегонки нефти

Массу взятой нефти вычисляют по формуле:

m = V ·ρ, (4)

где V – объем нефти, ρ – ее плотность.

Приемниками (сменными) служат 3 небольшие колбочки, предварительно взвешенные.

Колбу Вюрца с нефтью осторожно нагревают на песчаной бане или на асбестовой сетке, или на воронке Бобо.

Начало кипения (н.к.) первой фракции фиксируют по температуре поступления первой капли бензина в приемник, после чего отбирают фракцию, выкипающую до 180 °C. При отборе этой фракции по достижении температуры 135 °C прекращают подачу воды в холодильник. При достижении температуры 180 °C меняют колбу-приемник и отбирают керосиновую фракцию с температурой кипения 180-270 °C, а затем, вновь сменив приемник, отбирают газойлевую фракцию 270-320 °C.

Приемники с отобранными фракциями взвешивают и по разности масс колбы с продуктом и пустой колбы вычисляют массу каждой фракции. С помощью цилиндров определяют объем каждой фракции и вычисляют их плотность. Убеждаются, что плотность фракции растет с увеличением температуры их кипения.

Затем экспериментально с помощью ареометров определяют плотность каждой фракции. Эти данные сравнивают с вычисленными. Рассчитывают объемный и весовой выход каждой фракции, в соответствии с количеством исходной нефти, равной 100%. Все полученные результаты вносят в таблицу 1.

Таблица 1 – Материальный баланс фракционной перегонки нефти

Название продукта Пределы кипения фракции, °C Объем, см3 Масса, г Плотность Выход фракции
вычис. эксп. объемн. весов.
Всего взято: Нефть   50,0       100,0 100,0
Получено:              
1. Бензин н.к.–180 °C            
2. Керосин 180-270 °C            
3. Газойль 270-320 °C            
4. Мазут + потери (по разности) >320 °C            
Всего получено:   50,0       100,0 100,0

СОДЕРЖАНИЕ ОТЧЕТА И ЕГО ФОРМА

В своем журнале каждый студент записывает порядок выполнения того или иного задания, в необходимых случаях по результатам выполнения задания составляет таблицу по форме, рекомендуемой к конкретному заданию. Результаты лабораторной работы анализируется студентом самостоятельно, делаются выводы, которые также отражаются в рабочем журнале. По окончании лабораторной работы рабочий журнал представляется для проверки преподавателю.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАЩИТА РАБОТЫ

Контрольные вопросы:

1. Что такое фракция?

2. Как определяют температуру кипения фракции?

3. Как вычисляют объемный выход любой фракции при перегонке?

4. Почему мазут перегоняется при пониженном давлении?

5. Как вы представляете себе работу ректификационной колонны?

6. Расскажите об использовании:

а) бензиновой фракции;

б) керосиновой фракции;

в) газойлевой фракции;

г) мазута;

д) гудрона;

е) битума;

7. Какие соединения входят в состав бензиновой фракции, керосиновой фракции и мазута?

8. В какой из фракций содержатся углеводороды С8Н18, С6Н6?

ЗАЩИТА РАБОТЫ

Защита работы заключается:

– В выполнении задания и оформления отчёта по лабораторной работе;

– В ответах на контрольные и дополнительные вопросы по лабораторной работе.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 4

student2.ru

Определение - фракционный состав - нефть

Определение - фракционный состав - нефть

Cтраница 2

Объемную перегонку без отбора отдельных фракций применяют для определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов стандартными ( ГОСТ 2177 - 82 и ГОСТ 10120 - 71) или нестандартными методами.  [16]

В связи с углублением переработки нефти возникает задача определения фракционного состава нефти и остатков однократного испарения по крайней мере до 550 - 580 С.  [18]

Метод определения потенциала суммы светлых нефтепродуктов основан на определении фракционного состава нефти или выхода заданных диетиллятных фракций путем разгонки нефти на аппарате АРН-2 С IДи последующего либо экспериментального, либо расчетного определения суммы светлых нефтепродуктов.  [19]

Этих три варианта дистилляции нефти положены в основу большинства лабораторных методов определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов, причем первый из них позволяет получить наименьшую степень четкости выделения фракции из кипящей нефти, а последний - наибольшую.  [20]

Углеводородный состав нефти столь сложен, что даже современные методы не позволяют определить содержание отдельного углеводорода, поэтому основным методом определения фракционного состава нефти была и остается лабораторная перегонка. В наши дни этот метод дополнен большим числом сложных хрома-тографических, спектральных и масс-спектральных методов, но во всех случаях перегонка является их основой.  [21]

Нужно рассказать учащимся, что фракционная разгонка применяется в нефтеперерабатывающей промышленности как в производственном масштабе - для получения нефтепродуктов прямой гонки, так и в лаборатории - для определения фракционного состава нефти. Нужно напомнить учащимся, что нефть представляет собой смесь углеводородов различного строения с различными температурами кипения.  [22]

Стандартная разгонка является наиболее быстрым и дешевым методом определения фракционного состава нефтяных фракций, поэтому она получила широкое распространение в практике нефтепереработки. Для определения фракционного состава нефти стандартную разгонку используют редко.  [23]

Сочетание двух описанных выше аппаратов для простой перегонки нефти ( см. рис. 2.3 и 2.5) представляет определенные неудобства, так как нефть начинает кипеть от 25 - 30 С и полностью не испаряется даже до 600 С. Поэтому для определения фракционного состава нефти удобен аппарат APT [39], показанный на рис. 2.6. Колба этого аппарата аналогична применяемой в предыдущем способе, а над приемником фракций имеется холодильник для конденсации паров низкокипящих фракций.  [25]

При разработке стандарта выявлена неподготовленность методов измерений качества нефти современным и международным требованиям. Практически все они разработаны для нефтепродуктов и не могут полностью удовлетворить требованиям к нефти. В ГОСТ 2177 - 2000 вошел метод Б для определения фракционного состава нефти, отсутствующий в ИСО 3405 и перенесенный из старой редакции стандарта, но температура конца перегонки вновь установлена до 300 С. Применяемые за границей стандарты на определение фракционного состава нефти при глубоком вакууме, например ASTM D 1160, не имеют российских аналогов. Это признание позволит ввести показатель выход фракций до 350 С в требования для отечественных потребителей и может стать основой Банка качества нефти. Метод определения массовой доли воды по ГОСТ 2477 также не отвечает международному уровню. Сравнение показателей точности свидетельствует о преимуществе метода по сравнению с ГОСТ 2477: сходимость метода по ASTM D 4006 0 08 % против 0 1 % по ГОСТ 2477, воспроизводимость 0 12 и 0 2 % соответственно. Метод требует адаптации к условиям России, так как в нем применяется наряду с другими растворителями метанол-яд. Метод определения парафина по ГОСТ 11851 - 85 не может удовлетворить потребителей, так как воспроизводимость метода составляет 68 %; отмена стандарта на метод определения асфальто-смолистых веществ исключает применение метода А; метод Б требует перегонки под вакуумом.  [26]

При разработке стандарта выявлена неподготовленность методов измерений качества нефти современным и международным требованиям. Практически все они разработаны для нефтепродуктов и не могут полностью удовлетворить требованиям к нефти. В ГОСТ 2177 - 2000 вошел метод Б для определения фракционного состава нефти, отсутствующий в ИСО 3405 и перенесенный из старой редакции стандарта, но температура конца перегонки вновь установлена до 300 С. Применяемые за границей стандарты на определение фракционного состава нефти при глубоком вакууме, например ASTM D 1160, не имеют российских аналогов. Это признание позволит ввести показатель выход фракций до 350 С в требования для отечественных потребителей и может стать основой Банка качества нефти. Метод определения массовой доли воды по ГОСТ 2477 также не отвечает международному уровню. Сравнение показателей точности свидетельствует о преимуществе метода по сравнению с ГОСТ 2477: сходимость метода по ASTM D 4006 0 08 % против 0 1 % по ГОСТ 2477, воспроизводимость 0 12 и 0 2 % соответственно. Метод требует адаптации к условиям России, так как в нем применяется наряду с другими растворителями метанол-яд. Метод определения парафина по ГОСТ 11851 - 85 не может удовлетворить потребителей, так как воспроизводимость метода составляет 68 %; отмена стандарта на метод определения асфальто-смолистых веществ исключает применение метода А; метод Б требует перегонки под вакуумом.  [27]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА НЕФТИ

 

ЦЕЛЬ И СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ:

1. Ознакомиться с процессом первичной переработки нефти

2. Провести разгонку нефти и рассчитать объемный и весовой выход каждой фракции

3. Опытным и расчётным путем проверить плотность каждой фракции

 

ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

 

Нефть и нефтепродукты представляют собой такую сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений, что обычными методами перегонки их невозможно разделить на индивидуальные соединения. Нефть и нефтепродукты разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Такие части называют фракциями. Нефтяные фракции в отличие от индивидуальных соединений не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, то есть имеют температуру начала кипения (н.к.) и конца (к.к.). Температура начала и конца кипения зависит от химического состава фракций.

Фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель имеет большое практическое значение. По фракционному составу нефти можно судить о том, какие нефтепродукты и в каких количествах можно из нее выделить.

Все нефти содержат алканы, циклоалканы и арены. Количественное содержание этих углеводородов в различной нефти неодинаково и также зависит от месторождения. Кроме того, в нефти имеются гетероатомные соединения, содержащие кислород, серу, азот. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.

Основные фракции, выделяемые при первичной перегонке нефти:

1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н.к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 °C (в зависимости от технологической цели получения авто-, -авиа-, или другого специального бензина). Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой от н.к. от 150–180 °C до 270-280 °C. В этой фракции содержатся углеводороды С10 – С15. Используются в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 °C до 320-250 °C. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

4. Мазут – остаток после отгона вышеперечисленных фракций с температурой кипения более 320-350 °C. Мазут может использоваться как котельное топливо или подвергаться дальнейшей переработке либо крекингу, либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (служащего сырьем для каталитического крекинга с целью получения высококачественного компонента бензина).

5. Гудрон – почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

 

АППАРАТУРА И МАТЕРИАЛЫ

 

1. Колба Вюрца для перегонки – объемом 100 мл.

2. Термометр стеклянный ртутный по ГОСТ 400 типа ТИН 4-1 и ТИН 4-2 для разгонки (от 0 до 360 °C).

3. Сырая обезвоженная нефть.

4. Колба плоскодонная вместимостью до 100 см.

5. Кипелки в виде керамических шариков.

6. Баня охлаждающая для колбы (представляет собой высокий химический сосуд из прозрачного стекла, высота бани должна быть такой, чтобы можно было погрузить колбу в охлаждающую жидкость до метки 100 см).

7. Ареометры для определения плотности нефти и полученных фракций.

 

УКАЗАНИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

 

Лабораторная работа проводится с соблюдением требований по технике безопасности, изложенными в лабораторной работе №1 «Определение плотности нефти и нефтепродуктов ареометром».

 

МЕТОДИКА И ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

 

В колбу Вюрца объемом 100 мл наливают 50 мл сырой нефти и кидают в нее кипелки. Колбу закрывают пробкой с термометром и соединяют через прямой холодильник и аллонж с приемником (как показано на рисунке 1).

Рисунок 1 – Установка для перегонки нефти

Массу взятой нефти вычисляют по формуле:

m = V ·ρ, (4)

где V – объем нефти, ρ – ее плотность.

Приемниками (сменными) служат 3 небольшие колбочки, предварительно взвешенные.

Колбу Вюрца с нефтью осторожно нагревают на песчаной бане или на асбестовой сетке, или на воронке Бобо.

Начало кипения (н.к.) первой фракции фиксируют по температуре поступления первой капли бензина в приемник, после чего отбирают фракцию, выкипающую до 180 °C. При отборе этой фракции по достижении температуры 135 °C прекращают подачу воды в холодильник. При достижении температуры 180 °C меняют колбу-приемник и отбирают керосиновую фракцию с температурой кипения 180-270 °C, а затем, вновь сменив приемник, отбирают газойлевую фракцию 270-320 °C.

Приемники с отобранными фракциями взвешивают и по разности масс колбы с продуктом и пустой колбы вычисляют массу каждой фракции. С помощью цилиндров определяют объем каждой фракции и вычисляют их плотность. Убеждаются, что плотность фракции растет с увеличением температуры их кипения.

Затем экспериментально с помощью ареометров определяют плотность каждой фракции. Эти данные сравнивают с вычисленными. Рассчитывают объемный и весовой выход каждой фракции, в соответствии с количеством исходной нефти, равной 100%. Все полученные результаты вносят в таблицу 1.

Таблица 1 – Материальный баланс фракционной перегонки нефти

Название продукта Пределы кипения фракции, °C Объем, см3 Масса, г Плотность Выход фракции
вычис. эксп. объемн. весов.
Всего взято: Нефть   50,0       100,0 100,0
Получено:              
1. Бензин н.к.–180 °C            
2. Керосин 180-270 °C            
3. Газойль 270-320 °C            
4. Мазут + потери (по разности) >320 °C            
Всего получено:   50,0       100,0 100,0

 

СОДЕРЖАНИЕ ОТЧЕТА И ЕГО ФОРМА

 

В своем журнале каждый студент записывает порядок выполнения того или иного задания, в необходимых случаях по результатам выполнения задания составляет таблицу по форме, рекомендуемой к конкретному заданию. Результаты лабораторной работы анализируется студентом самостоятельно, делаются выводы, которые также отражаются в рабочем журнале. По окончании лабораторной работы рабочий журнал представляется для проверки преподавателю.

 

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАЩИТА РАБОТЫ

 

Контрольные вопросы:

1. Что такое фракция?

2. Как определяют температуру кипения фракции?

3. Как вычисляют объемный выход любой фракции при перегонке?

4. Почему мазут перегоняется при пониженном давлении?

5. Как вы представляете себе работу ректификационной колонны?

6. Расскажите об использовании:

а) бензиновой фракции;

б) керосиновой фракции;

в) газойлевой фракции;

г) мазута;

д) гудрона;

е) битума;

7. Какие соединения входят в состав бензиновой фракции, керосиновой фракции и мазута?

8. В какой из фракций содержатся углеводороды С8Н18, С6Н6?

 

ЗАЩИТА РАБОТЫ

 

Защита работы заключается:

– В выполнении задания и оформления отчёта по лабораторной работе;

– В ответах на контрольные и дополнительные вопросы по лабораторной работе.

 

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 4



4-i-5.ru