Построение кривых ИТК, плотности и молярной массы нефти, кривых ИТК и линий ОИ нефтяных фракций. Построение итк нефти


Построение кривых ИТК, плотности и молярной массы нефти, кривых ИТК и линий ОИ нефтяных фракций

 

 

 Таблица 1.8

Характеристика сырья  для каталитического крекинга

Температура отбора, °С

Выход на нефть,

% мас.

M

n50, мм2/с

n100, мм2/с

Температура

застывания, °С

Содержание 

сернокислотных смол, % мас.

Содержание серы,

% мас.

Коксуемость, % мас.

Содержание парафино-нафтеновых углеводородов,

% мас.

Содержание смолистых  веществ, % мас.

350-480

23,2

0,9075

331

18,27

4,74

23

14

1,0

0,097

54

2

 

 

Таблица 1.9

Характеристика остатков

Остаток

Выход на нефть,

% мас.

ВУ50

ВУ80

ВУ100

Температура, °С

Содержание серы, % мас.

Коксуемость, % мас.

застывания

вспышки

Выше 300 °С

71,8

0,9390

25,25

4,50

2,61

5

179

2,36

8,91

Выше 350 °С

63,2

0,9545

9,43

4,11

11

212

2,54

10,21

Выше 400 °С

54,2

0,9690

36,92

8,85

16

244

2,72

12,05

Выше 450 °С

45,0

0,9821

30,89

21

280

3,05

16,35

Выше 480 °С

40,0

0,9867

134,9

45,80

23

302

3,60

18,06

 

 

Таблица 1.10

Потенциальное содержание базовых  дистиллятных и остаточных масел

Температура отбора,

°С

Выход дистиллятной фракции или остатка на нефть, % мас.

Характеристика базовых  масел

Выход базовых масел, % мас.

n50,

мм2/с

n100,

мм2/с

n50/n100

ИВ

ВВК

Температура

застывания,

°С

на дистиллятную фракцию или

остаток

на нефть

350-400

9,0

0,8597

9,26

3,0

85,8

-26

55,5

5,0

400-450

9,2

0,8941

23,50

5,5

85,0

-27

67,4

6,2

450-480

5,0

0,9073

36,60

7,4

85,6

-21

68,0

3,4

Остаток

выше 480

40,0

0,9350

360,00

36,5

9,86

85,0

0,8640

-16

45,5

18,2

 

 

 

Таблица 1.11

Разгонка (ИТК) Западно-сургутской нефти в аппарате АРН-2

и характеристика полученных фракций

 

п/п

Температура выкипания фракций при

760 мм рт. ст., °С

Выход на нефть,

% мас.

М

 

n20,

мм2/с

n50,

мм2/с

n100,

мм2/с

Температура, °С

Содержание серы,

% мас.

отдельных фракций

суммарный

застывания

вспышки

1

Газ

0,3

0,3

2

28-78

3,3

3,6

0,6533

1,3729

Следы

3

78-102

2,8

6,4

0,6980

100

4

102-132

2,9

9,3

0,7329

1,4129

1,06

Ниже -61

0,07

5

132-163

3,2

12,5

0,7572

1,20

6

163-193

3,1

15,6

0,7728

166

1,4350

1,48

1,11

-61

0,11

7

193-227

3,3

18,9

0,7879

2,04

1,30

-45

8

227-259

3,2

22,1

0,7995

1,4535

2,84

1,67

0,92

-33

90

0,43

9

259-282

3,2

25,3

0,8108

218

3,91

2,23

1,17

-26

116

10

282-304

3,4

28,7

0,8219

1,4675

5,61

2,87

1,39

-18

135

0,62

11

304-324

3,4

32,1

0,8347

7,98

3,64

1,68

-10

145

12

324-340

3,4

35,5

0,8488

265

1,4775

10,97

4,62

1,95

-1

156

0,78

13

340-362

3,4

38,9

0,8617

15,40

6,20

2,30

6

166

14

362-383

3,7

42,6

0,8760

1,4900

24,68

8,54

2,87

13

176

1,04

15

383-402

3,4

46,0

0,8902

312

12,78

3,56

20

186

16

402-420

3,5

49,5

0,9021

1,5005

16,52

4,65

24

195

1,35

17

420-438

3,5

53,0

0,9120

345

24,35

5,70

28

203

18

438-460

3,5

56,5

0,9195

1,5100

32,23

7,09

29

210

1,40

19

460-480

3,5

60,0

0,9552

386

1,1569

41,75

8,62

31

220

1,47

20

Остаток

40,0

100,0

0,9867

 

 

 

2. ПОСТРОЕНИЕ  КРИВЫХ ИТК, МОЛЯРНОЙ МАССЫ  И ПЛОТНОСТИ НЕФТИ

 

         Для построения кривых ИТК,  молярной массы (М) и плотности (ρ) нефти воспользуемся данными табл.1.11. В табл. 1.11 представлены данные для построения кривых ИТК, М и ρ для Западно-Сургутской (БII-БIII) нефти.

        Кривые  ИТК, молярной массы и плотности  строим на миллиметровой бумаге  формата А3 со следующей точностью:

±0,5 %мас., ±0,002 г/см3 и ±20. Для достижения такой точности рекомендуется следующий масштаб:

     -по абсциссе  – 1 см соответствует 5%;

     -по ординате:

     -по шкале «Температура, 0. Молярная масса» 1 см соответствует 200и                              20 единицам молярной массы;

     -по шкале  «Плотность (), г/см3» 1 см соответствует 0,02 г/см3.

       Для  построения кривой ИТК из табл. 1.11 возьмём значение температуры  конца кипения для первой фракции  из колонки «Температура кипения  фракции» и отложим на ординате. Затем берём выход этой фракции  из колонки «Суммарный выход  фракции на нефть» (в % мас.) и отложим на абсциссе. Далее от ординаты,  отвечающей температуре конца кипения фракции,  проводим горизонтальную прямую вправо до пересечения с вертикальной прямой от абсциссы, отвечающей выходу этой фракции. Аналогичные действия проводим с остальными фракциями и получим точки, соединив которые построим кривую ИТК (см. рис. 2.1).

      Кривые  ИТК дают возможность определить  потенциальное содержание нефтяных  фракций в данной нефти. Кроме  того, кривая ИТК  служит для  построения линий однократного  испарения (ОИ) нефти и кривых  ИТК нефтяных фракций. Линии  ОИ имеют большое значение  для технологических расчётов, так  как большинство процессов переработки  нефти идёт в условиях однократного  испарения нефтепродуктов.

      Поскольку  плотность, молярная масса, вязкость  и другие свойства соответствуют  среднему качеству нефтепродукта,  кривые плотности и молярных  масс строим по среднему качеству отдельных фракций. Для этого от оси абсцисс восстанавливаем перпендикуляры, соответствующие средним температурам кипения фракций, а от оси ординат проводим прямые, соответствующие значениям плотностей и молярных масс (вязкости, содержания серы и т.д.), и отмечаем точки их пересечения. Затем точки пересечения соединяем и получаем соответствующие кривые плотности, молярной массы и т.д..

 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ  ПОТЕНЦИАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ В  НЕФТИ, МОЛЯРНОЙ МАССЫ, ПЛОТНОСТИ  И СРЕДНЕЙ ТЕМПЕРАТУРЫ КИПЕНИЯ  ДЛЯ УКАЗАННЫХ ФРАКЦИЙ

 

В таблице 3.1 представлены средняя  температура кипения, средняя плотность  и средняя молярная масса, полученные на основании кривой ИТК.

 

Таблица 3.1

 

Средние значения температуры кипения, плотности  и молярной массы

 

Фракции,  ͦ С

Средняя температура кипения,  ͦ С

Средняя плотность, г/см3

Средняя молярная масса

28-120

84

0,659

-

120-180

148

0,757

148

180-240

209

0,788

184

240-280

262

0,806

212

280-350

320

0,836

254

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ  ИТК ФРАКЦИЙ НЕФТИ

    Для построения кривых ИТК фракций воспользовался кривой ИТК  нефти (рис.2.1).

      Выделил на кривой ИТК нефти участки соответствующие фракциям, для которых необходимо построить кривые ИТК. Затем соответствующую фракцию, выделенную на ИТК нефти, разбиваем на 7-10 узких фракций с пределами выкипания 5-10  ͦС и по кривой ИТК нефти определил их выход в расчете на  нефть и занес в таблицу, пересчитал в расчете на фракцию и определил их суммарных выход. На основании данных по суммарному выходу узких фракций построил кривую ИТК фракции.

    Кривые ИТК фракций построенные на основание табл. 4.1-4.5 представлены на рис. 4.1-4.5.

 

Таблица 4.1

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции  28-120 оС

Температура выкипания, ͦ С

Выход, % мас.

на нефть

на фракцию

суммарный

28-40

0,6

7,9

7,9

40-52

1,0

13,2

21,1

52-64

0,6

7,9

29,0

64-76

0,6

7,9

36,9

76-88

1,5

19,7

56,6

88-100

1,5

19,7

76,3

100-112

1,2

15,8

92,1

112-120

0,6

7,9

100

Итого

11

100

 

 

Таблица 4.2

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 120-180 ͦ С

 

Температура выкипания, ͦ С

Выход, % мас.

на нефть

на фракцию

суммарный

120-130

1,0

16,1

16,1

130-140

0,8

12,9

29,0

140-150

1,5

24,2

53,2

150-160

0,9

14,6

67,8

160-170

1,0

16,1

83,9

170-180

1,0

16,1

100

Итого

12

100

 

 

 

Таблица 4.3

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 180-240 ͦ С

Температура выкипания, ͦ С

Выход, % мас.

на нефть

на фракцию

суммарный

180-190

1,0

16,7

16,7

190-200

1,0

16,7

33,4

200-210

1,3

21,7

55,1

220-230

1,1

18,2

90,0

230-240

0,6

10,0

100

Итого

5,5

100

 

 

 

Таблица 4.4

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 240-280 ͦ С

 

Температура выкипания, ͦ С

Выход, % мас.

на нефть

на фракцию

суммарный

240-248

1,0

18,9

18,9

248-256

1,0

18,9

37,8

256-264

1,0

18,9

56,7

264-272

1,0

18,9

75,6

272-280

1,3

24,4

100

Итого

15

100

 

freepapers.ru

Построение кривых ИТК, плотности и молярной массы нефти, кривых ИТК и линий ОИ нефтяных фракций

 

 

Таблица 4.5

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 280-350 ͦ С

 

Температура выкипания, ͦ С

Выход, % мас.

на нефть

на фракцию

суммарный

280-290

1,5

12,6

12,6

290-300

2,0

16,8

29,4

300-310

1,5

12,6

42,0

310-320

1,5

12,6

54,6

320-330

2,0

16,8

71,4

330-340

2,0

16,8

88,3

340-350

1,4

11,7

100

Итого

15

100

 

 

5. ПОСТРОЕНИЕ ЛИНИИ ОДНОКРАТНОГО ИСПАРЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ФРАКЦИИ ПРИ АТМОСФЕРНОМ ДАВЛЕНИИ

      Строим  линии ОИ с помощью методов  Обрядчикова-Смидович и Нельсона.

      Метод Обрядчикова-Смидович  заключается в применении  графика Обрядчикова-Смидович. По этому графику нашел температуры, отвечающие началу однократного испарения – 0% (НОИ) и концу однократного испарения – 100%.

      В соответствии с методом необходимо знать тангенс угла наклона  кривой ИТК температуру 50%-ного отгона. Тангенс угла наклона кривой ИТК изменяется в пределах всей кривой разгонки. Однако наклон участка кривой ИТК от 10% до 70% дает достаточно надежные средние величины для всей кривой.

Тангенс угла наклона кривой ИТК нашел  из соотношения

tg ∠ИТК=   

     Температуры 10, 50 и 70%-ного отгона нашел по кривой ИТК. Определил тангенс угла наклона кривой. По значениям тангенса угла наклона ИТК и температуре 50%-ного отгона нашел на графике Обрядчикова-Смидович НОИ-КОИ.

Построение линии ОИ фракции 120-180

=126, =148=161

tg ∠итк==0,58

0%(НОИ)=32%(ИТК)

100%(КОИ)=59%(ИТК)

Построение линии  ОИ фракции 180-240

=186, =208, =218

tg∠итк= =0,53

0%(НОИ)=37%(ИТК)

100%(КОИ)=58%(ИТК)

 

Построение линии ОИ фракции 240-280

=244, =261=270

tg∠итк= =0,43

0%(НОИ)=43%(ИТК)

100%(КОИ)=53%(ИТК)

 

 

 

 

Построение линии  ОИ фракции 280-350 ͦ С

=288, =316, =329

tg∠итк= =0,68

0%(НОИ)=37%(ИТК)

100%(КОИ)=57%(ИТК)

    Метод Нельсона заключается в определении температур, соответствующих началу и концу линии ОИ, в зависимости от угла наклона линии ОИ и температуры 50%-ного выкипания по линии ОИ. Эти величины находят по соответствующему графику Нельсона , зная тангенс угла наклона кривой ИТК и температуру 50%-ного выкипания по кривой ИТК. График Нельсона не позволяет строить линии ОИ, если тангенс угла наклона кривой ИТК менее 0,5/%.

     Затем определяют температуры, соответствующие началу и концу кипения линии ОИ при атмосферном давлении по формулам Нельсона:

;   

   

Построение линии  ОИ фракции 28-120

=42, =84=96

tg∠итк= =0,9

0%(НОИ)=37%(ИТК)

100%(КОИ)=57%(ИТК)

По Графику Нельсона:

tg∠ОИ=0,2   t50%ОИ=90

;                                                                                         

По этим данным строят линию  ОИ  при атмосферном давлении.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. ПОСТРОЕНИЕ ЛИНИИ ОИ ПРИ ПОВЫШЕННОМ ДАВЛЕНИИ И ПОД ВАКУУМОМ

      Линию ОИ при давлении построил исходя из  линии ОИ  при атмосферном давлении. Способ заключается в пересчете температур соответствующих началу и концу линии ОИ при атмосферном давлении на давление, отличное от атмосферного.

       Для пересчета температур на заданное давление использовал монограмму Максвелла. На ней отметил точку, соответствующую температуре начала линии ОИ при атмосферном давлении, эту точку соединил с полюсом Максвелла.  Затем полученной линии нашел температуру начала   линии ОИ при соответствующем парциальном давлении фракции. Аналогичным образом нашел температуру конца кипения линии ОИ.

В результате проведенных  построений получаем следующие температуры:

при давлении 0,07 МПа: - для фракции 28-120 и

                                           - для фракции 120-180 и

                                          - для фракции 180-240 и

                                           - для фракции 240-280 и

                                           - для фракции 120-180 и

                                       

при давлении 0,18 МПа: - для фракции 28-120 и

                                           - для фракции 120-180 и

                                          - для фракции 180-240 и

                                           - для фракции 240-280 и

                                           - для фракции 120-180 и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Библиографический список

 

1.Физико-химические свойства  нефтей и их фракций: Справочн. пособие/Власов В.Г. и др. 2008 г.

2.Власов В.Г., Агафонов  И.А. Проектирование установки  ЭЛОУ-АВТ, Метод. указания 2003г.

3.Гуревич И.Л. Технология  переработки нефти и газа. Ч.1., М.: Химия, 1972.-349с

4. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 2001.-568с.

5.Ахметов С.А. Технология  глубокой переработки нефти и  газа: Учебное пособие для вузов.  Уфа: Гилем, 2002.672с.

6. Физико-химические свойства  нефтей, нефтяных фракций и товарных нефтепродуктов: Учеб.пособ.- Изд.4-е, исправл.и дополн./В.Г.Власов.-Самара: Самар.гос.техн.ун-т, 2009.-205с.:ил.

freepapers.ru

Расчет ИТК Тевлинской нефти

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ 

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО  ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 

Кафедра «Химическая  технология переработки нефти и  газа»        

КУРСОВАЯ  РАБОТА

по дисциплине «Теоретические основы химической технологии топлив и углеродных материалов»              

Студент III-ХТ-1                                                                                    

Преподаватель                                                                                             

Самара 2005

СОДЕРЖАНИЕ 

Введение…………………………………………………………………………………………….………….3

1. Характеристика  нефти и фракций из нее…………………………………….….….…….4

2. Построение кривых  ИТК, молярной массы и плотности  нефти…….….…… 12

3. Определение потенциального  содержания в нефти, молярной  массы, плотности и средней  температуры кипения для указанных  фракций……….13

4. Построение кривых ИТК нефтяных фракций……………………………….……...… 14

5. Построение линий  ОИ нефтяных фракций при атмосферном и

повышенном давлениях  и под вакуумом……………………………………………..……16

Список использованной литературы…………………………………………………………..19

 

ВВЕДЕНИЕ 

    Целью данной курсовой работы является построение кривых ИТК, плотности и молярной массы Тевлинской (БXVI) нефти, а также кривых ИТК и линий ОИ нефтяных фракций при атмосферном и повышенном давлениях и под вакуумом.

    Тевлинско-русскинское  нефтяное месторождение находится  в Ханты- Мансийском автономном округе и входит в Западно-Сибирскую  нефтегазаносную провинцию. Открыто  в 1971 году, освоение началось в 1986 году. Залежи выявлены на глубине 2304-2923 м. Запасы нефти 1,5 млрд. тонн. Среднегодовая добыча нефти 0,7 млн. тонн. Плотность нефти 817-858 кг/м3. Содержание серы 0,7-1,6%мас. 

  1. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕВЛИНСКОЙ (БXVI) НЕФТИ

    Общие физико-химические свойства Тевлинской нефти представлены в таблицах 1.1 – 1.11.

    М ν20, мм2/с ν50, мм2/с Температура, °С ДНП,

    мм рт.ст.

    Содержание, %масс. Парафины Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Зольность, %масс. Коксуемость, %масс. Выход фракций, %масс .
    вспышки в закрытом тигле застывания при 38°С при 50°С серы азота смол сернокислых смол силикагелевых асфальтенов нафтеновых  кислот фенолов содержание, % масс. температура плавления, °С до 200°С до 350°С
    без обработки с обработкой
    0,8508 212 10,18 4,62 Ниже -35 -8 -24 199 213 0,63 0,10 16,0 10,00 1,10 - - 2,80 54 0,06 0,010 2,88 26,5 53,9
 

 

    Состав  газов, растворенных в нефти

    Выход на нефть,

    %масс.

    Содержание индивидуальных углеводородов, %масс.
    С2Н6 С3Н8 Изо-С4Н10 Н-С4Н10
    1,24 1,5 22,8 13,1 62,6
 

    Характеристика  фракций, выкипающих до 200°С

    Температура отбора, °С Выход на нефть,

    %масс.

    Фракционный состав, °С Содержание  серы, %масс. Октановое число (ММ) Кислотность, мг КОН на 100 см3 фракции Давление  насыщенных паров (при 38°С),

    мм рт.ст.

    НК 10% 50% 90%
    28-85 5,9 0,6900 30 42 62 75 0 70,4 - 432
    28-100 8,1 0,7050 34 48 70 87 » 67,4 - -
    28-110 9,6 0,7150 37 50 76 98 » 65,4 - -
    28-120 11,3 0,7200 41 55 82 107 » 64,3 - 323
    28-130 13,0 0,7259 42 59 89 119 » 61,5 - -
    28-140 14,7 0,7300 44 64 97 131 » 58,6 - -
    28-150 16,4 0,7344 45 68 104 142 Следы 56,0 - 220
    28-160 18,3 0,7388 46 69 109 151 - 54,9 - -
    28-170 20,0 0,7431 47 71 114 159 - 53,8 - -
    28-180 21,7 0,7464 48 72 119 167 - 52,7 - -
    28-190 23,5 0,7510 49 74 124 176 - 51,7 - -
    28-200 25,3 0,7552 50 76 129 185 Следы 50,2 - 126

    Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200°С

    Температура отбора, °С Выход на нефть,

    %масс.

    Содержание  углеводородов, %масс.
    ароматических нафтеновых парафиновых
    всего нормального строения изомерного строения
    28-60 2,5 0,6528 1,3663 0 13 87 49 38
    60-95 4,8 0,7155 1,4000 3 22 75 41 34
    95-122 4,1 0,7392 1,4155 5 23 72 30 42
    122-150 5,0 0,7611 1,4275 14 20 66 27 39
    150-200 8,9 0,7932 1,4435 22 24 54 21 33
    28-200 25,3 0,7552 1,4242 12 21 67 30 37

Таблица 1.5

    Характеристика  фракций, служащих сырьем для каталитического  риформинга

    Температура отбора, °С Выход на нефть,

    %масс.

    Содержание  серы,

    %масс.

    Содержание  углеводородов, %масс.
    ароматических нафтеновых парафиновых
    всего нормального строения изомерного строения
    62-85 2,6 0,7110 0 3 21 76 42 34
    62-105 6,0 0,7225 » 4 22 74 39 35
    62-140 12,0 0,7369 » 6 23 71 31 40
    85-105 3,0 0,7305 » 4 23 73 35 38
    85-120 5,4 0,7364 » 5 23 72 31 41
    85-180 15,8 0,7602 0,01 14 20 66 27 39
    105-120 2,4 0,7433 Следы 8 22 70 29 41
    105-140 5,8 0,7512 » 11 21 68 28 40
    120-140 3,4 0,7571 » 13 20 67 27 40
    140-180 7,0 0,7812 0,02 19 21 60 23 37
    Температура отбора, °С Выход на нефть, %масс. Фракционный состав, °С , мм2/с , мм2/с Температура, °С Теплота сгорания (низшая), кДж/кг Высота некоптящего пламени, мм Содержание  ароматических углеводородов, % Содержание  серы,

    %масс.

    Кислотность, мг КОН на 100 см3 фракции Йодное число, мг йода на 100 г фракции Фактические смолы, мг на 100 см3 фракции
    НК 10% 50% 90% 98% начала кристаллизации вспышки в закрытом тигле общей меркаптановой
    120-230 19,3 0,7920 140 150 177 212 222 1,32 5,32 -62 - 43221 25 - 0,01 0 - - -
          

Таблица 1.7

    Температура отбора, °С Выход на нефть, %масс. Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав, °С , мм2/с , мм2/с Температура, °С Кислотность,

    мг КОН  на

    100 см3 топлива

    Содержание  серы,

    % масс.

    Анилиновая  точка, °С
    10% 50% 90% 96% застывания помутнения вспышки
    150-350 36,3 50 57 187 270 318 325 0,8380 3,51 1,93 -32 -23 69 - 0,14 67,0
    180-350 31,0 51 56 218 274 320 326 0,8448 4,38 2,31 -26 -21 79 - 0,19 69,0
    200-350 27,4 53 54 235 279 322 327 0,8485 5,16 2,60 -22 -20 - - 0,23 69,4
    240-320 14,7 54 - 256 270 292 298 0,8500 5,55 2,72 -21 -19 - - 0,24 -
    230-320 22,1 - 54 260 283 323 328 0,8536 6,64 3,19 -20 -18 - - 0,27 72,2
    230-350 20,3 54 55 270 290 325 329 0,8554 7,23 3,36 -15 -14 111 - 0,29 -

stud24.ru

Построение кривых ИТК, плотности и молярной массы нефти, кривых ИТК и линий ОИ нефтяных фракций

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ  БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

Кафедра «Химическая технология переработки нефти и газа»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

«ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ ИТК, ПЛОТНОСТИ И МОЛЯРНОЙ МАССЫ  НЕФТИ, КРИВЫХ ИТК И ЛИНИЙ ОИ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Самара 2012

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение …………………………………………………………………...          

1 Структура курсовой и дипломной работ ……………………................. 

2 Оформление курсовой и дипломной работ ………………….................. 

3 Подготовка и защита курсовой работы ………………………………….

4 Выполнение и защита дипломной работы ……………………………… 

5 Основные виды информационных ресурсов по химии ………………... 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

     Нефть - природная  маслянистая горючая жидкость, состоящая  из сложной смеси углеводородов  и некоторых других органических  соединений. По цвету нефть бывает  красно-коричневого, иногда почти  чёрного цвета, хотя иногда  встречается и слабо окрашенная  в жёлто-зелёный цвет и даже  бесцветная нефть; имеет специфический  запах, распространена в осадочных  породах Земли. Сегодня нефть  является одним из важнейших  для человечества полезных ископаемых. Непосредственно сырая нефть  практически не применяется. Для  получения из неё технически  ценных продуктов, главным образом  моторных топлив, растворителей,  сырья для химической промышленности, её подвергают переработке. В  связи с быстрым развитием  в мире химической и нефтехимической  промышленности, потребность в нефти  увеличивается не только с  целью повышения выработки топлив  и масел, но и как источника  ценного сырья для производства  синтетических каучуков и волокон,пластмасс, ПАВ, моющих средств, пластификаторов, присадок, красителей, и др..

    Западно-Сургутское — нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. Открыто в 1963 году, полная эксплуатация начата в 1965 году. Общие геологические запасы нефти составляют более 500 млн. тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют 215 млн. тонн. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Оператором месторождение является российская нефтяная компания Сургутнефтегаз.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА  ЗАПАДНО-СУРГУТСКОЙ (БII-БIII) НЕФТИ

 

Таблица 1.1

Общая физико-химическая характеристика нефти

М

n 20, мм2/с

n50, мм2/с

Температура, °С

ДНП,

мм рт.ст.

Содержание, % мас.

Парафины 

Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти

Зольность, % мас.

Коксуемость, % мас.

Выход фракций,

% мас.

вспышки в закрытом тигле 

застывания

при 38 °С

при 50 °С

серы 

азота

смол сернокислых

смол силикагелевых

асфальтенов

нафтеновых кислот

фенолов

содержание, % мас.

температура плавления, °С

до 200 °С

до 350 °С

без обработки 

с обработкой

0,8922

379

72,73

22,22

-35

-6

-25

68

163

1,98

0,19

52

19,06

2,35

3,33

54

0,03

0,011

3,80

16,5

36,8

 

 

Таблица 1.2

Состав газов, растворенных в нефти 

Выход на нефть, % мас.

Содержание углеводородов, % мас.

С2Н6

С3Н8

Изо-С4Н10

Н-С4Н10

0,3

1,5

14,2

19,9

64,4

 

 

 

Таблица 1.3

Характеристика фракций, выкипающих до 200 °С

Температура отбора,

°С

Выход на нефть,

% мас.

Фракционный состав, °С

Содержание

серы,

% мас.

Октановое число (ММ)

Кислотность,

мг КОН на 100 см3

фракции

Давление насыщенных паров

(при 38 °С),

мм рт. ст. (Па)

н.к.

10%

50%

90%

28-85

4,2

0,6619

50

57

69

80

0,01

0

28-100

5,8

0,6729

60

70

84

97

28-120

7,9

0,6839

68

82

98

113

0,04

52,5

0

28-130

8,9

0,6934

73

88

105

122

49,0

28-140

10,0

0,7029

78

95

111

133

45,5

28-150

10,9

0,7124

82

101

118

142

0,06

42,0

0

28-160

12,0

0,7175

83

104

123

151

38,6

28-170

13,1

0,7225

85

106

129

160

35,2

28-180

14,1

0,7276

86

109

134

169

31,8

28-190

15,1

0,7326

87

111

139

178

28,4

28-200

16,2

0,7377

88

114

145

186

0,10

25,0

0

 

Таблица 1.4

Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °С

Температура

отбора, °С

Выход

на нефть,

% мас.

Содержание углеводородов, % мас.

ароматических

нафтеновых

парафиновых

всего

нормального строения

изомерного строения

28-60

1,8

0,6508

1,3724

0

6

94

35

59

60-95

3,5

0,6858

1,3883

1

30

69

29

40

95-122

2,8

0,7220

1,4073

3

30

67

26

41

122-150

2,8

0,7512

1,4210

5

29

66

24

42

150-200

5,3

0,7727

1,4340

15

26

59

19

40

28-200

16,2

0,7377

1,4149

7

25

68

25

43

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.5

Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

 

Температура

отбора, °С

Выход

на нефть,

% мас.

Содержание серы, % мас.

Содержание углеводородов, % мас.

ароматических

нафтеновых

парафиновых

всего

нормального строения

изостроения

62-85

2,1

0,6715

Следы

1

28

71

33,0

38,0

62-105

4,4

0,6908

0,01

2

29

69

30,5

38,5

85-105

2,3

0,7065

0,04

2

30

68

29,0

39,0

85-120

3,7

0,7154

0,05

3

29

68

28,5

39,5

85-180

9,9

0,7460

0,10

5

27

68

25,0

43,0

105-120

1,4

0,7256

0,07

4

29

67

27,0

40,0

105-140

3,5

0,7384

0,08

4

30

66

26,0

40,0

120-140

2,1

0,7448

0,09

5

27

68

25,5

42,5

140-180

4,1

0,7642

0,11

11

27

62

23,0

39,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.6

Характеристика легких керосиновых  фракций 

Температура отбора, °С

Выход на нефть, % мас.

Фракционный состав, °С

n20, мм2/с

n-40, мм2/с

Температура, °С

Теплота сгорания (низшая), кДж/кг

Высота некоптящего пламени, мм

Содержание ароматических  углеводородов, % мас.

Содержание 

серы, % мас.

Кислотность, мг КОН на 100 см3

фракции

Иодное число, мг иода на 100 г

фракции

Фактические смолы, мг на 100 см3 фракции

Н.К.

10%

50%

90%

98%

начала кристаллизации

вспышки в закрытом тигле

общей

меркаптановой

120-240

12,2

0,7750

145

158

174

218

238

1,49

-60

30

43555

12

0,12

0

0

5

 

 

 

 

Таблица 1.7

Характеристика дизельных  топлив и их компонентов

Температура отбора, °С

 

 Выход на нефть, % мас.

Цетановое число

Дизельный индекс

Фракционный состав, °С

n 20, мм 2 /с

n40, мм 2 /с

Температура, °С

Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива

Содержание

серы, % мас.

Анилиновая точка, °С

10%

50%

90%

96%

застывания

помутнения 

вспышки

150-300

17,0

47

182

227

266

285

0,7990

2,50

-38

50

0,46

1,20

150-350

25,6

56

56,1

186

250

318

321

0,8120

4,11

2,18

-21

-19

67

0,57

2,46

180-350

22,4

57

212

266

320

323

0,8179

4,98

2,64

-19

-17

73

0,59

200-350

20,3

59

61,6

235

277

322

324

0,8231

5,51

2,86

-18

-15

79

0,61

4,92

230-320

11,9

59

259

275

291

295

0,8160

4,70

2,51

-22

112

0,58

230-350

17,3

59

59,5

261

288

324

331

0,8284

6,60

3,23

-16

-11

115

0,64

8,61

240-350

16,4

60

268

296

330

339

0,8298

6,80

3,31

-15

-8

120

0,66

freepapers.ru

Построение - кривая - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 5

Построение - кривая

Cтраница 5

Построение кривых ег трудоемко, и поэтому при проектировании машин к нему прибегают лишь в наиболее ответственных случаях. Обычно же ограничиваются вычислением среднего для всех секций паза значения ег, соответствующего замене ступенчатой кривой на рис. 6 - 11, ж прямоугольником, площадь которого равна площади фигуры, ограниченной этой кривой и осью абсцисс.  [61]

Построение кривых ИТК производят следующим образом. Полученные пределы кипения отдельных фракций в вакууме пересчитывают на атмосферное давление. Затем, откладывая в прямоугольной системе координат на оси абсцисс весовые проценты фракций, а на оси ординат температуры кипения и соединяя полученные точки, получают кривую ИТК исследуемой нефти. Следует отметить, что давления и температуры кипения, необходимые для построения кривых ИТК, замеряют в верху колонны.  [62]

Построение кривой МБР указанным выше способом дает удовлетворительные результаты только при отборе достаточно большого количества фракций, более или менее одинаковых по весу. В противном случае уже при построении интегральной кривой могут быть случайные ошибки, которые усугубляются при графическом способе дифференцирования. Особенно большие ошибки могут получиться на краях кривой распределения.  [63]

Построение кривой впитывания по экспериментальным данным возможно только по двум точкам: 1-я - величина коэффициента начальной водонасыщенности в нефтяной зоне пласта, оцениваемая методом капиллярных давлений; 2-я - величина коэффициента остаточной нефтенасыщен-ностп, оцениваемая при помощи опытов по вытеснению нефти водой в условиях приближенного моделирования.  [64]

Построение кривых ликвидуса методом термического анализа было рассмотрено на примерах отдельных сплавов, относящихся к простым двойным или тройным системам. Реальные диаграммы состояния, встречающиеся в металловедческой практике, часто имеют сложное строение, и, хотя обычно легко объяснить верхние критические точки на кривых охлаждения отдельных сплавов, другим критическим точкам можно дать ошибочное толкование. Для установления характера превращений, протекающих ниже точки ликвидуса, не следует пользоваться только данными термического анализа; для этих целей необходимо привлекать другие методы исследования.  [65]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Расчет ИТК Тевлинской нефти

 

 

Таблица 4.3

    Исходные  данные для построения кривой ИТК  фракции 230-290°С

Температура выкипания, °С Выход, %мас.
на нефть на фракцию суммарный
230-238 1,5 13,6 13,6
238-245 1,2 10,9 24,5
245-253 1,5 13,6 38,1
253-260 1,3 11,9 50,0
260-268 1,4 12,7 62,7
268-275 1,4 12,7 75,4
275-283 1,4 12,7 88,1
283-290 1,3 11,9 100,0
Итого 11,0 100,0 -
 

      Таблица 4.4

    Исходные  данные для построения кривой ИТК  фракции 290-350°С

Температура выкипания, °С Выход, %мас.
на нефть на фракцию суммарный
290-297 1,4 12,5 12,5
297-305 1,3 11,6 24,1
305-312 1,4 12,5 36,6
312-320 1,5 13,4 50,0
320-327 1,1 9,8 59,8
327-335 1,7 15,2 75,0
335-342 1,3 11,6 86,6
342-350 1,5 13,4 100,0
Итого 11,2 100,0 -
 

 

5. ПОСТРОЕНИЕ ЛИНИЙ ОИ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ ПРИ АТМОСФЕРНОМ И ПОВЫШЕННОМ ДАВЛЕНИЯХ (0,18 МПа) И ПОД ВАКУУМОМ (0,07 МПа). 

    5.1. Построение  линий ОИ нефтяных фракций  при атмосферном давлении 

    Для построения линии ОИ нефтяных фракций  применяют метод Обрядчикова-Смидович. Метод заключается в использовании графика Обрядчикова-Смидович. По этому графику имеется возможность найти температуры, отвечающие началу однократного испарения — 0% (НОИ) и концу однократного испарения — 100% (КОИ).

    В соответствии с методом необходимо знать тангенс угла наклона кривой ИТК и температуру 50%-ного отгона. Тангенс угла наклона кривой ИТК находится из соотношения:

    

    Температуры 10, 50 и 70%-ного отгона находим непосредственно  по кривой ИТК нефтяной фракции. Определяем тангенс угла наклона кривой. По значениям тангенса угла наклона ИТК и температуре 50%-ного отгона находим на графике Обрядчикова-Смидович процент отгона по кривой ИТК, отвечающий 0% по ОИ (НОИ) и 100% по ОИ (КОИ). 

    5.1.1 Фракция  120-180°С 

    По кривой ИТК фракции 120-1800С (см. рис. 4.1) находим  следующие температуры:

    ;  ;

    Рассчитываем  тангенс угла наклона кривой ИТК

    

    С помощью  графика Обрядчикова-Смидович определяем, что

    0% (НОИ)  → 35% (ИТК)

    100% (КОИ)  → 58,5% (ИТК)

    Строим  линию ОИ фракции при атмосферном  давлении и находим,          что   , . 

    5.1.2 Фракция 180-230°С 

    По кривой ИТК фракции 180-230°С (см. рис. 4.2) находим  следующие температуры:

    ;  ; 

    Рассчитываем  тангенс угла наклона кривой ИТК

    

    С помощью  графика Обрядчикова-Смидович определяем, что

    0% (НОИ)  → 37,5% (ИТК)

    100% (КОИ)  → 56,5% (ИТК)

    Строим  линию ОИ фракции при атмосферном  давлении и находим,          что   , . 

    5.1.3 Фракция 230-290°С 

    По кривой ИТК фракции 230-290°С (см. рис. 4.3) находим следующие температуры:

    ;  ;

    Рассчитываем  тангенс угла наклона кривой ИТК

    

    С помощью  графика Обрядчикова-Смидович определяем, что

    0% (НОИ)  → 31,75% (ИТК)

    100% (КОИ)  → 54,25% (ИТК)

    Строим  линию ОИ фракции при атмосферном давлении и находим,          что   , . 

    5.1.4 Фракция  290-350°С 

    По кривой ИТК фракции 290-350°С (см. рис. 4.4) находим следующие температуры:

    ;  ;

    Рассчитываем  тангенс угла наклона кривой ИТК

    

    С помощью  графика Обрядчикова-Смидович определяем, что

    0% (НОИ) → 40% (ИТК)

    100% (КОИ)  → 55,75 % (ИТК)

    Строим  линию ОИ фракции при атмосферном  давлении и находим,          что   , . 

 

5.2  Построение линий ОИ нефтяных фракций при повышенном давлении и под вакуумом 

    Линию ОИ при давлении, отличающемся от атмосферного, строим, исходя из линии ОИ при атмосферном  давлении. Способ заключается в пересчете  температур, соответствующих началу и концу линии ОИ при атмосферном давлении на давление, отличное от атмосферного. Для пересчета температур на заданное давление воспользуемся номограммой Максвелла. 

    Для фракции 120-180°С                 

                                      

                                       

    Для фракции 180-230°С                    

                                       

                                         

    Для фракции 230-290°С                    

                                        

                                          

    Для фракции 290-350°С                     

                                        

                                        

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 

1.  Власов  В.Г. Физико-химические свойства нефтей, нефтяных фракций и товарных нефтепродуктов: Учеб. пособие. - Самара: СамГТУ, 2009. - 205 с.

2.  Проектирование установки ЭЛОУ-АВТ (Методические указания) / СамГТУ; Сост. В.Г. Власов, И.А. Агафонов. Самара, 2005. - 98 с.

3.  Физико-химические свойства нефтей и их фракций: справочное пособие. /В.Г. Власов, Е.О. Жилкина, Ю.В. Еремина и др.,- Самара: СамГТУ, 2008. - 284с.

stud24.ru

Расчет ИТК Тевлинской нефти

          
    Температура отбора, °С Выход на нефть, %масс. М , мм2/с , мм2/с Температура застывания, °С Содержание сернокислотных смол, %масс. Содержание серы, %масс. Коксуемость, %масс. Содержание парафино-нафтеновых углеводородов, %масс. Содержание смолистых  веществ, %масс.
    350-480 24,2 0,9067 360 27,30 5,70 22 6 0,81 0,016 61  
 
    Остаток Выход на нефть, %масс. ВУ50 ВУ80 ВУ100 Температура, °С Содержание  серы, %масс. Коксуемость, %масс.
    застывания вспышки
    Выше 300°С 55,4 0,928 9,85 3,88 2,26 18 182 1,10 6,23
    Выше 350°С 46,1 0,938 23,80 5,00 2,80 20 224 1,24 7,25
    Выше 400°С 36,5 0,9494 83,00 12,40 5,90 23 260 1,41 9,16
    Выше 450°С 27,5 0,9642 - 38,20 12,50 26 300 1,56 12,35
    Выше 480°С 21,9 0,9821 - 116,40 34,40 28 322 1,62 15,20
 

    Потенциальное содержание базовых дистиллятных и  остаточных масел

    Температура отбора, °С Выход дистиллятной фракции или остатка на нефть,

    %масс.

    Характеристика  базовых масел Выход базовых  масел,

    %масс.

    , мм2/с , мм2/с / ИВ ВВК Температура застывания, °С на дистиллятную фракцию или остаток на нефть
    350-400 18,6 0,8885 20,25 5,00 - 85 - -22 75,2 14,0
    450-480 5,6 0,8920 52,10 9,30 - 85 - -20 51,7 2,9
    Остаток выше 480 21,9 0,9178 433,0 40,10 10,82 85 0,8395 -18 41,1 9,0
 

 

Таблица 1.11

    Разгонка (ИТК) Тевлинской нефти (БXVI, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций

    № п/п Температура выкипания фракций при 760 мм рт.ст., °С Выход на нефть,

    %масс.

    М , мм2/с , мм2/с , мм2/с Температура, °С Содержание  серы,

    %масс.

    отдельных фракций суммарный застывания вспышки
    1 Газ 1,24 1,24 - - - - - - - - -
    2 28-58 2,35 3,59 0,6530 - 1,3665 - - - - - -
    3 58-80 2,76 6,35 0,7041 88 1,3945 - - - - - -
    4 80-98 2,66 9,01 0,7259 96 1,4075 - - - - - -
    5 98-117 2,85 11,86 0,7390 106 1,4154 - - - - - -
    6 117-133 2,77 14,63 0,7522 116 1,4220 - - - - - -
    7 133-149 2,81 17,44 0,7655 125 1,4230 0,93 - - - - -
    8 149-165 2,77 20,21 0,7785 133 1,4365 1,10 - - - - -
    9 165-181 2,88 23,09 0,7900 144 1,4428 1,27 0,72 - - - -
    10 181-202 3,73 26,82 0,8035 155 1,4470 1,56 0,98 - Ниже -60 - -
    11 202-217 2,88 29,70 0,8155 166 1,4560 2,07 1,28 - -52 - 0,05
    12 217-234 2,88 32,58 0,8250 176 1,4618 2,52 1,50 - -44 - -
    13 234-250 2,96 35,54 0,8335 188 1,4662 3,11 1,75 0,82 -37 - 0,11
    14 250-266 3,00 38,54 0,8422 200 1,4710 3,88 2,11 1,02 -29 - -
    15 266-283 3,00 41,54 0,8480 215 1,4750 5,10 2,58 1,24 -22 - 0,23
    16 283-299 2,93 44,47 0,8542 230 1,4785 6,85 3,21 1,44 -16 - -
    17 299-316 3,19 47,66 0,8605 244 1,4821 8,93 3,93 1,68 -11 - -
    18 316-333 3,15 50,81 0,8677 260 1,4860 12,39 4,76 2,00 -5 - 0,41
    19 333-349 3,05 53,86 0,8748 275 1,4895 16,83 6,08 2,31 1 - -
    20 349-367 3,22 57,08 0,8822 290 1,4935 24,11 8,20 2,71 6 - 0,54
    21 367-384 3,22 60,30 0,8904 307 1,4974 37,20 10,96 3,30 12 - -
    22 384-400 3,22 63,52 0,8983 326 1,5010 - 15,93 4,12 16 - 0,72
    № п/п Температура выкипания фракций при 760 мм рт.ст., °С Выход на нефть,

    % масс.

    М , мм2/с , мм2/с , мм2/с Температура, °С Содержание  серы,

    % масс.

    отдельных фракций суммарный застывания вспышки
    23 400-418 3,27 66,79 0,8981 349 1,5048 - 22,64 5,32 20 - -
    24 418-436 3,27 70,06 0,9118 375 - - 31,80 6,80 24 - 0,85
    25 436-452 2,81 72,87 0,9173 395 1,5123 - 45,00 8,35 27 - 0,91
    26 452-474 3,81 76,68 0,9230 410 1,5161 - 62,10 10,18 30 - 0,95
    27 474-480 1,42 78,10 0,9265 422 1,5193 - 76,60 11,58 33 - 0,98
    28 Остаток 21,90 100,00 0,9821 - - - - - - - 1,62
         

 

2. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ  ИТК, ПЛОТНОСТИ И МОЛЯРНОЙ МАССЫ  НЕФТИ 

    Для построения кривых ИТК, молярной массы  (М) и плотности (ρ) вос-пользуемся данными таблицы 1.11. Кривые ИТК, молярной массы и плотности строим на листе миллиметровой бумаги формата А3 со следующей точностью: ±0,5 %мас.; ±0,002 г/см3 и ±2°С.

    Для построения кривой ИТК из таблицы 1.11 берем значение температуры конца кипения для первой фракции из колонки «Температура выкипания фракций» и откладываем на ординате. Затем берем выход этой фракции из колонки «Суммарный выход на нефть» (в %масс.) и откладываем на абсциссе. Далее от ординаты, отвечающей температуре конца кипения фракции, проводим горизонтальную прямую вправо до пересечения с вертикальной прямой от абсциссы, отвечающей выходу этой фракции. Аналогичные действия проводим с остальными фракциями и получаем точки, соединив которые построим кривую ИТК (см. рис.2.1).

    Кривые  ИТК дают возможность определить потенциальное содержание нефтяных фракций в данной нефти. Кроме  того, кривая ИТК служит для по-строения линий однократного испарения (ОИ) нефти  и кривых ИТК нефтяных фракций. Линии  ОИ имеют большое значение для технологических расчетов. Так как большинство процессов переработки нефти идет в условиях однократного испарения нефтепродуктов.

    Поскольку плотность, молярная масса, вязкость и  другие свойства соответствуют среднему качеству нефтепродукта, кривые плотности и молярных масс строим по среднему качеству отдельных фракций. Для этого от оси абсцисс восстанавливаем перпендикуляры, соответствующие средним температурам кипения фракций, а от оси ординат проводим прямые, соответствующие значениям плотностей и молярных масс, и отмечаем точки их пересечения. Затем точки пересечения соединяем и получаем соответствующие кривые плотности, молярной массы.

    На  рис. 2.1 приведены кривые ИТК, молярной массы и плотности нефти.

 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО  СОДЕРЖАНИЯ В НЕФТИ, МОЛЯРНОЙ МАССЫ, ПЛОТНОСТИ И СРЕДНЕЙ ТЕМПЕРАТУРЫ КИПЕНИЯ ФРАКЦИЙ. 

Таблица 3.1

Характеристика  фракций нефти

Фракция, °С Выход, %мас. М tкип. средн., °С
120-180 10,3 0,774 130 150
180-230 9,1 0,811 163 205
230-290 11,0 0,841 199 257
290-350 11,2 0,864 254 317
  

 

4. ПОСТРОЕНИЕ  КРИВЫХ ИТК НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ. 

    Для построения кривых ИТК фракций используем кривую ИТК нефти (рис. 2.1). Для этого  на кривой ИТК нефти выделяем участки, соответствующие фракциям, для которых  необходимо построить кривые ИТК. Затем каждую соответствующую фракцию разбиваем на 7-10 узких фракций с пределами выкипания 5-10°С и по кривой ИТК нефти определяем их выход в расчете на нефть и заносим в таблицу, пересчитываем в расчете на фракцию и определяем их суммарный выход (см. табл. 4.1-4.4). На основании данных по суммарному выходу узких фракций строим кривые ИТК фракций (см. рис. 4.1-4.4) 

    Таблица 4.1

    Исходные  данные для построения кривой ИТК  фракции 120-180°С

Температура выкипания, °С Выход, %мас.
на  нефть на фракцию суммарный
120-128 1,3 12,6 12,6
128-135 1,3 12,6 25,2
135-143 1,4 13,6 38,8
143-150 1,1 10,7 49,5
150-158 1,4 13,6 63,1
158-165 1,3 12,6 75,7
165-173 1,4 13,6 89,3
173-180 1,1 10,7 100,0
Итого 10,3 100,0 -
 

    Таблица 4.2

    Исходные  данные для построения кривой ИТК фракции 180-230°С

Температура выкипания, °С Выход, %мас.
на нефть на фракцию суммарный
180-187 1,3 14,3 14,3
187-194 1,3 14,3 28,6
194-202 1,5 16,5 45,1
202-209 1,3 14,3 59,4
209-216 0,9 9,9 69,3
216-224 1,7 18,6 87,9
224-230 1,1 12,1 100,0
Итого 9,1 100,0 -

stud24.ru