Энциклопедия по машиностроению XXL. Разгонка нефти по итк


Разгонка промысловой (дегазированной) нефти по истинным температурам кипения (ИТК)

из "Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды"

Наиболее доступные промысловые данные по свойствам и составам нефтей месторождений России приводятся в справочной литературе, например, [14, 16 и др.]. К сожалению, нефтепромысловая информация характеризует компонентный состав в основном растворенных в пластовой нефти газов и небольшую часть наиболее летучей головной части дегазированной нефти. Поэтому для получения более полной информации о фракционном составе нефти необходимо использовать экспериментальные данные, которые получают специалисты по переработке нефтей в процессе исследования промысловых проб нефтей для составления информационного банка данных по качеству нефтей и нефтепродуктов [30, 31, 32 и др.]. [c.44] Данные о разгонке нефти по истинным температурам кипения (ИТК) используются для определения фракционного состава товарной нефти, расчета физико-химических свойств получаемых из нее нефтепродуктов, оценки потенциальной ценности нефти как сырья для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. [c.44] Кривые разгонки нефти по ИТК имеют монотонный характер. Например, на рис. 1.1 представлены характерные виды кривых ИТК нефтей некоторых месторождений различных регионов России. [c.44] В приложении П1 приведена случайная ограниченная выборка результатов разгонки нефтей по ИТК, составленная нами по экспериментальным данным справочника [31]. Как наглядно видно из рис. 1.1 и анализа минимальной базы данных приложения П1.1, угловые коэффициенты начальных участков кривых ИТК с суммарной массовой долей выхода фракций до 10 — 20 % имеют всегда большие значения, чем угловые коэффициенты ИТК всей кривой. [c.45] Некоторые типовые значения угловых коэффициентов начальных участков ИТК для наглядности представлены в виде графиков (графические приложения П1.1 - П1.3). [c.45] Идср — динамическая вязкость дегазированной нефти (или, в первом приближении, динамическая вязкость промысловой нефти при 20 °С), мПа с. [c.45] Как видно из графика табл. 1.8 совокупность угловых коэффициентов начальных участков разгонки нефтей по ИТК достаточно тесно коррелируется с характеристическим параметром группового состава соответствующей нефти. [c.45] Рассчитать разгонку Дмитриевской нефти (угленосный горизонт) по истинным температурам кипения (ИТК) и сравнить с экспериментальными данными. [c.47] Использовать приложение П1.18 и формулу (1.12). [c.47] Представим таблицу экспериментальных данных разгонки нефти по ИТК в форме, удобной для сопоставления расчетных и фактических данных, табл.П 1.3.1. [c.48] Полученные результаты расчетов занесены в таблицу. [c.50] Полученные результаты расчетов заносим в табл. П 1.3.1 (столбцы 7 и 8). [c.50] Полученные результаты расчетов заносятся в колонки 9 и 10 табл. П1.3.1. [c.51] ПО ИТК, то есть определение температуры конца начального и начала основного участков разгонки нефти по ИТК целесообразно при той температуре выкипания, при которой происходит пересечение графиков начального и основного участков разгонки нефти по ИТК (колонки 7 и 9 табл. П1.3.1), рис. 1.2. [c.52] Дальнейшее рассмотрение вопросов моделирования пластовой нефти будем проводить, опираясь на рассмотренный выше пример П1.3 с Дмитриевской нефтью угленосной свиты Куйбышевской области. [c.52] Фактические данные по типовому исследованию глубинных проб пластовых нефтей Дмитриевского месторождения в минимальном объеме после согласования их по материальному балансу (корректировки в пределах допустимых погрешностей для выполнения равенства (1.7)) представлены в табл. 1.9. В составе пластовой нефти Дмитриевского месторождения выделяется 12 компонентов 10 — индивидуальных и 2 - условных компонента нефти, на долю которых приходится 49,67 % моль от всей пластовой нефти. [c.52] Для наглядности на рис. 1.3 представлены имеющиеся данные по физико-химическим свойствам (молярные массы и плотности) фракций, которые вьщеляются при разгонке Дмитриевской нефти по ИТК из той же скважины 21, что рассматривалась выше в примере 1.3. [c.53] Суммарный выход фракций, % масс. [c.54] Как видно из рис. 1.3, все графики имеют монотонный характер, поэтому недостающая в исследованном диапазоне экспериментальная информация может быть дополнена интерполяцией. Сложнее вопрос о получении информации за пределами интервала экспериментальных данных, в частности, первых и последних фракций. При рещении этих вопросов необходимо удовлетворять требования материального баланса. [c.54]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Перевод разгонки по Энглеру в разгонку по итк

Данная функция предназначена для перевода лабораторных данных разгонки дегазированного конденсата или нефти по Энглеру в разгонку по ИТК[16]. При переводе восполняется информация о содержании в конденсате (нефти) легких фракций и, в случае отсутствия данных о растворенных легких углеводородах, приближенно прогнозируется их содержание. В результате перевода получают единую форму газофракционного состава смеси: индивидуальные углеводороды от С2 до С5, температуры кипения 10-градусных фракций от 40 ˚С и выше.

Имеется возможность выбора индивидуальных компонентов. Далее заполняются концентрации легких компонентов и данные по разгонке. Кроме того, заполняются предполагаемые превышения (ΔТ) температур кипения (в колбе) конденсата или нефти над измеренными температурами паров, а также дополнительные корректировочные коэффициенты (ДКК) (по умолчанию 1, могут приниматься от 0 до 3-4). Для нефти рекомендуются следующие предварительные значения ΔТ:

Температуры отгона, ˚С ΔТ, ˚С

до 100 25 – 35

от 100 до 120 30 – 40

от 120 до 150 35 – 45

от 150 до 260 40 – 45

от 260 до 280 45 – 50

от 280 и выше 50 – 55

Для конденсатов вначале принимаются ΔТ=0.

Пример:

Результат расчета выводится в нижеприведенную таблицу. В ней полученный ИТК-состав, переведенный в объемные (по жидкости) проценты, сравниваются с данными номограммы, приведенной на стр.137 в книге “Методы расчета теплофизических свойств газов и жидкостей (Авторы-составители: Абросимов В.Ф., Безуглый В.К., Болотин Н.К. и др.). –М.: Химия, 1974.

В следующей таблице сравниваются данные лабораторной разгонки по Энглеру с результатами ее расчета, выполненному по рассчитанному ИТК-составу:

При значительных расхождениях в обоих сравнениях следует возвратиться к исходным данным и выполнить корректировки значений ΔТ или ДКК, например:

После их корректировок расчёт повторяется :

В случае, если не удается добиться близости расчетных результатов в обеих таблицах, предпочтение следует отдавать сравнению с данными номограммы.

По окончании корректировок ΔТ или ДДК можно просмотреть полученный газофракционный ИТК-состав, в котором можно продолжить корректировки как по составу, так и по конечной температуре последней фракции.

Сквозное комплексное моделирование состава сырья, систем сбора и подготовки природного газа и нефти, их трубопроводного транспорта, установок стабилизации конденсата (нефти), газоперерабатывающих заводов и т.д.

Описанные средства моделирования состава и свойств углеводородного сырья, сборных сетей, установок промысловой и заводской обработки природного газа и нефти позволяют выполнять сквозное комплексное моделирование этих объектов в единой цепи, с применением блочного структурирования связанных технологических схем.

Ниже в качестве примера приводятся:

  1. Расчет состава сырья

  2. Изменение состава сырья по мере истощения месторождения

  3. Блочная схема сбора, комплексной подготовки газа и регенерации метанола

  4. Содержание блоков

OПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ

Используются данные сепаpации, дегазации, дебутанизации и pазгонки конденсата по Энглеpу

И С Х О Д Н Ы Е Д А Н Н Ы Е

Пластовое давление MПA 25.00

Пластовая температура C 84.00

Давление сепаpации MПA 4.41

Tемпеpатуpа сепаpации C -7.00

Давление дегазации MПA .1013

Tемпеpатуpа дегазации C 20.00

Удельный выход дебутанизиро-

ванного конденсата г/ст.м3 газа сепар. 169.00

-----------------------------------------------------------------

К о м п о н е н т ы Г а з с е п а p а ц и и

-----------------------------------------

мольн.доля литp масс.доля гpамм

-----------------------------------------------------------------

Aзот .02882 28.82 .04498 33.58

Mетан .90002 900.02 .80435 600.51

Диоксид углерода .00536 5.36 .01314 9.81

Этан .03953 39.53 .06623 49.45

Пропан .01871 18.71 .04596 34.31

изо-Бутан .00332 3.32 .01075 8.03

н-Бутан .00314 3.14 .01017 7.59

н-Пентан .00110 1.10 .00442 3.30

-----------------------------------------------------------------

Всего 1.00000 1000.00 1.00000 746.58

-----------------------------------------------------------------

К о м п о н е н т ы Г а з д е г а з а ц и и

-----------------------------------------

мольн.доля литp масс.доля гpамм

-----------------------------------------------------------------

Mетан .52650 23.79 .28817 15.87

Диоксид углерода .01090 .49 .01637 .90

Этан .13910 6.28 .14273 7.86

Пропан .20260 9.15 .30481 16.79

изо-Бутан .05470 2.47 .10848 5.97

н-Бутан .04920 2.22 .09758 5.37

н-Пентан .01700 .77 .04185 2.31

-----------------------------------------------------------------

Всего 1.00000 45.18 1.00000 55.08

-----------------------------------------------------------------

К о м п о н е н т ы Г а з д е б у т а н и з а ц и и

-----------------------------------------

мольн.доля литp масс.доля гpамм

-----------------------------------------------------------------

Mетан .00360 .01 .00107 .01

Диоксид углерода .00220 .00 .00180 .01

Этан .00670 .01 .00374 .02

Пропан .32480 .70 .26610 1.27

изо-Бутан .31290 .67 .33792 1.62

н-Бутан .30530 .65 .32971 1.58

н-Пентан .04450 .10 .05966 .29

-----------------------------------------------------------------

Всего 1.00000 2.14 1.00000 4.79

Фракционный состав по Энглеру

дебутанизированного конденсата

-------------------------------

Отгон,% Температура,C

обьемный

-------------------------------

.0 48

10.0 74

20.0 88

30.0 99

40.0 111

50.0 123

60.0 135

70.0 159

80.0 187

90.0 238

97.0 290

-------------------------------

Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А

----------------------------------------------------------------------

К о м п о н е н т ы П л а с т о в ы й г а з

-----------------------------------------------

мольная литp массовая гpамм на 1 м3 газа:

доля доля сепаp. "сух." пласт.

----------------------------------------------------------------------

Aзот .02662 28.82 .03442 33.58 32.55 31.52

Mетан .85332 923.82 .63190 616.39 597.41 578.65

Диоксид углерода .00541 5.86 .01099 10.72 10.39 10.07

Этан .04237 45.87 .05881 57.37 55.60 53.86

Пропан .02711 29.35 .05519 53.83 52.17 50.54

изо-Бутан .00687 7.44 .01844 17.99 17.43 16.89

н-Бутан .00690 7.47 .01852 18.07 17.51 16.96

н-Пентан .00673 7.29 .02243 21.88 21.20 20.54

н-Гексан .00700 7.58 .02786 27.17 26.33 25.51

ФP. До 70 C .00161 1.74 .00812 7.92 7.68 7.44

ФP. 70-100 C .00443 4.79 .02394 23.35 22.63 21.92

ФP. 100-150 C .00679 7.35 .04402 42.94 41.62 40.31

ФP. 150-200 C .00265 2.87 .02135 20.83 20.19 19.55

ФP. 200-250 C .00124 1.34 .01227 11.97 11.60 11.24

ФP. 250-300 C .00080 .86 .00960 9.36 9.07 8.79

ФP.Выше 300 C .00016 .17 .00213 2.07 2.01 1.95

----------------------------------------------------------------------

Всего 1.00000 1082.62 1.00000 975.45 945.42 915.73

Сравнение измеренных и рассчитанных характеристик сырого

и дегазированного конденсата

------------------------------------------------------------

сырой дегазированный

конденсат конденсат

-------------------------------

г/м3 см3/м3 г/м3 см3/м3

------------------------------------------------------------

КГФ по данным разгазирования

из контейнера 228.9 336.8 173.8 242.0

в т.ч.

КГФ дебутанизиров. конденсата 169.0

газ дегазации 55.1

газ дебутанизации 4.8

КГФ по результатам моделирова-

ния состава и фазового поведе-

ния пластовой смеси 208.1 306.2 169.1 235.5

------------------------------------------------------------

Результаты адаптации расчетных моделей по молекулярной

массе, плотности и вязкости конденсата: (1)-измеренные

и (2)-рассчитанные характеристики конденсата

(1) (2)

-------------------------------------------------------

Молекулярная масса 115.0 115.1

Плотность при 20 C г/см3 .7250 .7247

Кинематич. вязкость при 20 C мм2/с .833 .830

-------------------------------------------------------

Cостав газоводоконденсатной смеси на выходе из скважины

с учетом механического выноса пластовой воды

Удельный вынос воды, г/ст.м3 пл. смеси 4.0

Содержание соли в воде, г/л 20.0

Соль NaCl

-------------------------------------------------------

Kомпонент кг/кг моль/моль

-------------------------------------------------------

Aзот .034159 .026376

Mетан .627025 .845473

Диоксид углерода .010908 .005361

Этан .058361 .041977

Пропан .054761 .026863

изо-Бутан .018297 .006809

н-Бутан .018381 .006840

н-Пентан .022256 .006672

н-Гексан .027640 .006937

Хлорид натрия .000087 .000032

Bода .007631 .009159

ФP. до 70 C .008061 .001596

ФP. 70-100 C .023751 .004386

ФP. 100-150 C .043685 .006724

ФP. 150-200 C .021188 .002623

ФP. 200-250 C .012177 .001227

ФP. 250-300 C .009522 .000790

ФP.выше 300 C .002110 .000157

-------------------------------------------------------

Cумма 1.0 1.0

Потенциальное содержание С5+

г/ст.м3 пластового газа 154.7

г/ст.м3 газа сепарации 164.8

Молекулярная масса С5+ 118.5

Количество паров воды в пластовой

смеси г/ст.м3 2.99

Количество воды в пластовой смеси

с учетом механического выноса г/ст.м3 6.87

Pасчетное давление начала конденсации

пластовой смеси пpи t = 84.0 C МПа 22.0

И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х

Акт газоконденсатных исследований по скважине Р-62

Мыльджинской площади в интервале испытания 2368-2380 шт. 8.5 мм

Тюменская центральная лаборатория, 1996 г.

Материальный баланс газоконденсатного месторождения

на период разработки (Запасы и отборы газа – условные)

Запасы газа 50.000 млрд. ст.м3

Пластовое давление 25.00 МПа

254.9 ата

Пластовая температура 84.0 C

РАСЧЕТНОЕ давление начала конденсации 21.97 МПа

224.1 ата

Балансовые запасы: C2 - 2649.637 тыс. т

C3 - 2486.207 тыс. т

C4 - 1665.208 тыс. т

C5+в - 7735.873 тыс. т

Промысловые ресурсы С5+в

Год Отбор газа Давление Промысловые ресурсы С5+в

разра- млрд.ст м3/год в конце года тыс. т

ботки пластовый отсепар МПа ата годовые суммарные

1 1.000 .926 24.37 248.5 154.717 154.717

2 2.000 1.852 23.16 236.2 309.435 464.152

3 2.000 1.852 22.02 224.6 309.435 773.587

4 5.000 4.652 19.33 197.1 734.028 1507.615

5 5.000 4.674 16.80 171.3 660.586 2168.201

6 7.000 6.584 13.47 137.4 817.620 2985.821

7 7.000 6.617 10.21 104.1 716.292 3702.113

Баланс по С5+в

Год Суммарные Содержание в залежи Потери с выпавшим

разра- промысловые в газовой фазе в залежи конденсате

ботки ресурсы тыс.т тыс.т тыс.т

1 154.717 7581.154 .000

2 464.152 7271.719 .000

3 773.587 6962.283 .000

4 1507.615 5534.306 689.104

5 2168.201 4327.147 1231.278

6 2985.821 2996.258 1737.524

7 3702.113 1973.626 2038.370

Промысловые ресурсы С2, C3, C4

Год Годовые ресурсы тыс.т Суммарные ресурсы тыс.т

разработки C2 C3 C4 C2 C3 C4

1 52.993 49.724 33.304 52.993 49.724 33.304

2 105.985 99.448 66.608 158.978 149.172 99.912

3 105.985 99.448 66.608 264.964 248.621 166.521

4 264.899 248.120 165.823 529.863 496.740 332.344

5 264.820 247.161 164.414 794.683 743.901 496.758

6 370.888 344.846 228.082 1165.571 1088.747 724.840

7 371.496 344.386 226.452 1537.067 1433.133 951.292

Содержание С2, C3, C4 в залежи

Год Содержание в залежи Потери с выпавшим в залежи

разра- в газовой фазе тыс.т конденсате тыс.т

ботки C2 C3 C4 C2 C3 C4

1 2596.644 2436.482 1631.904 .000 .000 .000

2 2490.659 2337.034 1565.296 .000 .000 .000

3 2384.673 2237.585 1498.687 .000 .000 .000

4 2105.734 1968.848 1312.930 14.040 20.564 19.848

5 1831.923 1706.690 1132.504 23.034 35.500 35.755

6 1456.755 1351.764 891.126 27.372 45.584 48.969

7 1087.362 1007.032 660.487 25.380 46.086 53.249

Изменение состава пластового газа ( мол.доли )

при снижении давления в залежи

Пластовое давление, МПа

25.00 24.37 23.16 22.02 19.33 16.80

13.47 10.21

N2 .0266207 .0266207 .0266207 .0266207 .0267277 .0268234

.0269189 .0269675

Ch5 .8533159 .8533158 .8533159 .8533158 .8555769 .8578149

.8604941 .8625385

CO2 .0054104 .0054104 .0054104 .0054104 .0054173 .0054254

.0054381 .0054524

C2 .0423660 .0423660 .0423660 .0423660 .0423454 .0423406

.0423775 .0424794

C3 .0271120 .0271120 .0271120 .0271120 .0270028 .0269028

.0268190 .0268312

I-C4 .0068720 .0068720 .0068720 .0068720 .0068212 .0067699

.0067145 .0066909

N-C4 .0069035 .0069035 .0069035 .0069035 .0068389 .0067725

.0066976 .0066589

N-C5 .0067334 .0067334 .0067334 .0067334 .0066192 .0064933

.0063297 .0062033

C6 .0070011 .0070011 .0070011 .0070011 .0068090 .0065849

.0062667 .0059716

Фр.1 .0016108 .0016108 .0016108 .0016108 .0015637 .0015091

.0014322 .0013620

Фр.2 .0044262 .0044262 .0044262 .0044262 .0042634 .0040716

.0037941 .0035302

Фр.3 .0067866 .0067866 .0067866 .0067866 .0063338 .0057849

.0049777 .0042038

Фр.4 .0026474 .0026474 .0026474 .0026474 .0022937 .0018798

.0013396 .0009141

Фр.5 .0012383 .0012383 .0012383 .0012383 .0009121 .0006049

.0003190 .0001649

Фр.6 .0007976 .0007976 .0007976 .0007976 .0004163 .0001994

.0000745 .0000291

Фр.7 .0001582 .0001582 .0001582 .0001582 .0000585 .0000225

.0000069 .0000023

Изменение потенциального содержания углеводородов

в пластовом газе при снижении давления в залежи

в г/м3 пл. газа

Пластовое

давление C2 C3 C4 C5+в

МПа ата

25.00 254.9 53.0 49.7 33.3 154.7

24.37 248.5 53.0 49.7 33.3 154.7

23.16 236.2 53.0 49.7 33.3 154.7

22.02 224.6 53.0 49.7 33.3 154.7

19.33 197.1 53.0 49.5 33.0 139.2

16.80 171.3 53.0 49.3 32.7 125.1

13.47 137.4 53.0 49.2 32.4 109.0

10.21 104.1 53.1 49.2 32.3 96.4

Блочная схема сбора, комплексной подготовки газа и регенерации метанола

103

studfiles.net

Стандартная разгонка - Справочник химика 21

    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. Фракционный состав масляных фракций обычно определяется разгонкой по Богданову в кол- [c.24]     Соотношения между кривыми ИТК и стандартной разгонки [c.25]     Пример. Пересчитать кривую стандартной разгонки бензина атмосферной колонны в кривую ИТК. Исходные данные стандартной разгонки приведены ниже [13] р =0,7324 содержание серы С = 0,04% (масс.)  [c.26]

    Основным недостатком рассмотренных методов для пересчета кривых стандартной разгонки в кривую ИТК является относительная длительность расчета. Кроме того, совпадение температур 50% отгонов имеет место только для керосиновых фракций. Для дизельных топлив температуре 50% отгона по стандартной разгонке соответствует 35—40% отгона по кривым ИТК, а для мазутов—от 60 до 70%. [c.28]

    Кривые стандартной разгонки [c.24]

    Типичные кривые стандартной (фракционной) разгонки нефтяных фракций показаны на рис. 1-2 (ом. стр. 19). Установка для стандартной разгонки состоит из колбы без дефлегматора, холодильника и мерного цилиндра. Все размеры аппаратов, объем заливаемой фракции, скорость разгонки и другие параметры строго регламентируются, чтобы обеспечить воспроизводимость параллельных опытов. [c.24]

    Определяем разность температур выкипания различных отгонов для кривой стандартной разгонки Д/гост д ддд 5 отгонов по рис. 1-9 находим соответствующие разности температур по кривой ИТК —Результаты таковы  [c.27]

    Стандартная разгонка, характеризующаяся сравнительной конструктивной простотой и непродолжительным временем выполнения, используется для определения эксплуатационных свойств нефтепродуктов и для контроля качества продуктов переработки нефти. Кроме того, данные стандартной разгонки часто являются единственным источником информации о фракционном составе нефтепродуктов. В то же время довольно трудоемкая разгонка по ИТК необходима для составления материального баланса процесса и проведения технологического расчета перегонки и ректификации. [c.25]

    Для пересчета координат кривых стандартной разгонки в кривые ИТК предлагаются [13] и другие закономерности, в соответствии с которыми разность температур одинаковых отгонов по ИТК [c.28]

    На рис. МО изображены кривые ИТК (/) и стандартной разгонки (2) бензина атмосферной колонны по данному примеру. [c.27]

    Соотношение между характеристиками четкости ректификации мазута в атмосферной колонне по кривым ИТК и стандартной разгонки и Д (95%% ) определяется графиком, представленным на рис. 1-45, а [15, 74], а зависимость выхода соответствующих фракций (В, %) от одного из показателей четкости ректификации— на рис. 1-45,6 [15]. [c.85]

    Пример. Построить кривую ИТК нефти по следующим данным о выходе продуктов атмосферной перегонки нефти и температурам 50% отгонов продуктов по стандартной разгонке (см. табл. 1.1). [c.28]

    Отгону X Б процентах объемных соответствует отгон в процентах массовых по ИТК, т. е. при пересчете кривой стандартной разгонки в кривую ИТК поправка М определяется в зависимости от объемных процентов отгонов, в то время, как при обратном пересчете — в зависимости от массовых процентов отгона. [c.29]

    Расчетные точки кривых ИТК по уравнению 1.7 совпадают с экспериментальными кривыми с точностью 2,5%, в то время как аналогичные методы пересчета по Эдмистеру обеспечивают точность расчета в пределах +7%. Кроме того, с помощью уравнения 1.7 можно кривые ИТК пересчитывать в кривые стандартной разгонки. [c.29]

    Для пересчета. кривых стандартной разгонки в кривые ИТК с помощью указанного графика используют следующие уравнения  [c.31]

    Пример. Построить кривую ИТК фракции 118—212 °С по данным стандартной разгонки (кривая стандартной разгонки изображена на рис. МО, кривая 5). [c.31]

    Налегание температур кипения соседних фракций косвенно характеризует чистоту фракций. На практике эта характеристика попользуется более часто нежели групповая чистота фракций. Различают налегание температур начала и конца кипения соседних фракций (А/ к-н.к), 95 и 5% отгонов - соответственно легкой и тяжелой фракций по кривым ИТК (А (Э5-5)%) или стандартной разгонки (Д (95Е.5)о/ ). При четком делении смеси может быть разрыв между температурами 95 и 5% отгонов по стандартной разгонке и тогда [c.82]

    Для топлива ТС-1 получены следующие аналитические зависимости температур выкипания фракций при стандартной разгонке от плотности, вязкости и температуры вспышки [49]  [c.50]

    Кривые ОИ занимают вполне определенное положение относительно кривых ИТК и стандартной разгонки (рис. 1-22). Поскольку процесс однократной перегонки является наименее эффективным процессом разделения, кривые ОИ имеют минимальный угол наклона, т. е. Кривые ОИ, полученные при ат- [c.57]

    Экспериментальное определение доли отгона и состава образовавшихся фаз при однократном испарении нефтяных смесей является длительной и дорогой операцией. В то же время описанные выше аналитические методы расчета достаточно трудоемки и требуют обязательного применения ЭВМ. Кроме того, отсутствие во многих случаях полных данных по углеводородному составу нефтяных смесей и особенно нефтяных остатков, а также условность дискретизации сложных нефтяных смесей приводит к тому, что более надежным становится зачастую использование эмпирических методов расчета однократной перегонки по данным истиной или стандартной разгонки. Характерное положение кривых фракционного состава и кривых ОИ обеспечивает при этом достаточно высокую точность определения координат точек кривой ОИ на основе эмпирических методов расчета. [c.66]

    В работе [10], выполнено сравнение расчетных кривых ИТК по методам Нельсона, Скобло, Эдмистера — Поллок я Эдмкстера [11]. Сравнивались кривые ИТК для 125 фракций из 26 различных нефтей. Проведенный анализ показал, что минимальное отклонение (в среднем 5—6°С) дают два последних метода. В связи с этим для пересчета кривых стандартной разгонки в кривые ИТК рекомендован наиболее простой метод Эдмистера, расчетные уравнения и график которого приводятся ниже. [c.25]

    Фракционный состав нефтяных фракций и нефтепродуктов обычно определяется периодической разгонкой их в колбе по ГОСТ 2177—66. Вариантом этого метода является разгонка по Эн-глеру (в американской практике фракционная разгонка нефтяных фракций проводится по методу А5ТМ. Д86—66 [5], практически не отличающемуся аппаратурным и технологическим оформлением от стандартной разгонки по ГОСТ). [c.24]

    В связи с этим в научной литературе большое внимание уделяется разработке сравнительно простых и вместе с тем достаточно надежных методов пересчета кривых стандартной разгонки нефтяных фракций, полученных по стандартной методике, в кривые ИТК и наоборот. Наиболее часто для пересчета кривых стандартной разгонки (по ГОСТ 2177—66 или по идентичной методике А5ТМ Д86—66) в кривые ИТК используют связь между температурами выкипания 507о фракций с последующим пересчетом наклинив исходной кривой на отдельных ее участках. [c.25]

    Постепенную перегонку можно проводить при постоянной температуре, или давлении. В последнем случае температура жидкости в кубе будет непрерывно повышаться по мере утяжеления остатка. Постепенная перегонка — малоэффективный процесс разделения смесей, поэтому он применяется только для концентрирования компонентов из ширококипящих смесей в дистилляте либо в кубовом остатке. В настоящее время постепенная перегонка широко применяется при определении фракционного состава нефтяных смесей, например при стандартной разгонке. Отметим таклпостепенной перегонки соответствует испарение нефтепродуктов в резервуарах при их хранении. [c.54]

    Рассмотрим теперь упрощенную методику построения кривых ИТК нефти по данным о выходе продуктов перегонки, их фракционном составе по стандартной разгонке и температурным точкам деления [10]. Такая методика позволяет оперативно оценивать возможные изменения фракционного состава нефти, поступающей на переработку. Она основана на допущении о равенстве температур 50% отгона каждого продукта по ИТК и по стандартной разгонке. Обозначив через А, В, С и т. д. выходы дистиллятов, полученных из нефти, и температуры 50% отгонов этих фракций по стандартной разгонке через /д, tв, Ьс и т. д., получим следующие координаты расчетных точек кривой ИТК первая точка — температура 7д, выход Л/2 вторая точка —температура /г, выход Л+В/2 третья точка — температура /с, выход Л+В+С/2 и т. д. Учитывая, что температура 507о отгона наиболее тяжелого дистиллята, относящегося к светлым нефтепродуктам, не нре-вышает 280—295 °С, расчетную точку кривой ИТК, соответствующую выходу фракции до 350 °С, рекомендуется определять интерполяцией кривой ИТК по ее, наклону в пределах температур /с—/ . [c.27]

    Определенный практический интерес представляют также графические методы пересчета, использующие преобразования координат, выпрямляющие кривые стандартной разгонки и кривые ИТК например, с помощью вероятностной щкалы для доли отгона и простой шкалы для температур кипения [14] . Вероятностная шкала строится согласно кривой накопления вероятностей стандартного нормального распределения. Однако линейность кривых ИТК между 10 и 90% отгонов в указанных координатах выполняется только для легких нефтяных фракций, у которых температуры отгона 50% по ИТК и по стандартной разгонке практически совпадают. В связи с этим для выпрямления кривых стандартной разгонки и кривых ИТК предложено логарнфмически-нормальное распределение [12] в логарифмически-вероятностной координатной сетке. Логарифмический масштаб по оси абсцисс несколько скрадывает асимметричность кривых ИТК нефтяных фракций. В ука- [c.30]

    По Ван Винклу [15] соотношение между кривыми ОИ при атмосферном давлении и кривыми стандартной разгонки (А5ТМ Д86—66) устанавливается с помощью рис. 1-31. Тангенс угла наклона кривой стандартной разгонки определяют в пределах [c.70]

    Метод пересчета кривой стандартной разгонки в кривую ИТК будет следующим. Вначале на координатную сетку наносят данные разгонки и проводят аппроксимирующую прямую. Затем определяют температуры 5о% > 16 , по уравненаю 1.8 рас-считывают стандартное отклонение а по уравнению (1.9) — А/ИТК для кривой ИТК. С помощью уравнений (1.3—1.5) или по рис. 1-9 находят температуру далее температуры, отвечающие 84 и 16% отгонам  [c.31]

    По Эдмистеру и Окамото [5, И] кривые строят по температуре 50% отгона и тангенсу угла наклона кривых стандартной разгонки или кривых ИТК. Ниже приведены расчетные графики для построения кривых ОИ при помощи кривых ИТК для нефтяных фртвдяй (рис. 1-29) п остатков перегонки (рнс. 1-30). Ч4эг рие 1-29, а приведена зависимость разности температур 50% отгонов по кривым ИТК и ОИ, а на рис. 1-29, б —зависимоеть между раз-ностью температур произвольных отгонов В и Л % (об.) по кривым ИТК и ОИ для нефтяных фракций. Аналогичные зависимости для нефтяных остатков, перегонка которых производится в вакууме, приведены на рис. 1-30. [c.69]

    Пересчет кривых ОИ с атмосферного на повышенное давление может быть выполнен по методу Эдмистера и Поллок [62] на основе фазовой диаграммы смеси Р-—Т—е в координатах 1дЯ—1/Г и данных стандартной разгонки. Типичная фазовая диаграмма, построенная по этому методу для смеси бензин — керосин, показана рис. 1-33, а зависимости координат полюса фазовой диаграм- [c.71]

chem21.info

Кривые стандартной разгонки - Справочник химика 21

    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]

    Основным недостатком рассмотренных методов для пересчета кривых стандартной разгонки в кривую ИТК является относительная длительность расчета. Кроме того, совпадение температур 50% отгонов имеет место только для керосиновых фракций. Для дизельных топлив температуре 50% отгона по стандартной разгонке соответствует 35—40% отгона по кривым ИТК, а для мазутов—от 60 до 70%. [c.28]

    Пример. Пересчитать кривую стандартной разгонки бензина атмосферной колонны в кривую ИТК. Исходные данные стандартной разгонки приведены ниже [13] р =0,7324 содержание серы С = 0,04% (масс.)  [c.26]

    Определяем разность температур выкипания различных отгонов для кривой стандартной разгонки Д/гост д ддд 5 отгонов по рис. 1-9 находим соответствующие разности температур по кривой ИТК —Результаты таковы  [c.27]

    Для пересчета координат кривых стандартной разгонки в кривые ИТК предлагаются [13] и другие закономерности, в соответствии с которыми разность температур одинаковых отгонов по ИТК [c.28]

    Кривые стандартной разгонки [c.24]

    Отгону X Б процентах объемных соответствует отгон в процентах массовых по ИТК, т. е. при пересчете кривой стандартной разгонки в кривую ИТК поправка М определяется в зависимости от объемных процентов отгонов, в то время, как при обратном пересчете — в зависимости от массовых процентов отгона. [c.29]

    Расчетные точки кривых ИТК по уравнению 1.7 совпадают с экспериментальными кривыми с точностью 2,5%, в то время как аналогичные методы пересчета по Эдмистеру обеспечивают точность расчета в пределах +7%. Кроме того, с помощью уравнения 1.7 можно кривые ИТК пересчитывать в кривые стандартной разгонки. [c.29]

    Фракционный состав нефтяных фракций нормируется разгонкой по Энглеру (по ГОСТ 2177—82). Для пересчета кривых ИТК в выбранных пределах отбора фракций в кривые стандартной разгонки пользуются графиком Скобло (рис. ].3), Суммарный отбор светлых зависит не только от качества нефти, но и от ассортимента получаемых продуктов. Максимальный отбор дизельно фракции приводит к максимальному отбору светлых. С увеличением отбора керосиновой фракции [c.28]

    Для пересчета. кривых стандартной разгонки в кривые ИТК с помощью указанного графика используют следующие уравнения  [c.31]

    Пример. Построить кривую ИТК фракции 118—212 °С по данным стандартной разгонки (кривая стандартной разгонки изображена на рис. МО, кривая 5). [c.31]

    Отгон по кривой ОИ 7 — 10—30% — 30—50% О — 50 70% 10, — 70—90% 11 — О—10% 12 — 90—100% а — наклон кривой стандартной разгонки в интервале между 10- и 30%-ным отгонами. [c.66]

    Графики Эдмистера позволяют строить кривые ОИ по заданному фракционному составу смеси, полученному в результате стандартной разгонки этой смеси на аппарате Энглера (ГОСТ 2177—66). Построение проводится следующим образом. По известной температуре выкипания 50% (об.) при стандартной разгонке ( 5 0° ) на графике, приведенном на рис. П-21, в, определяют разность между температурой выкипания 50% (об.) по ОИ ( 50 ) и указанной выше температурой (г " ). Затем определяют наклон отдельных участков имеющейся кривой стандартной разгонки и при помощи соответствующих кривых, приведенных на рис. П-21, а, находят наклон кривой ОИ на тех же участках. Аналогичным образом, но с помощью графика П-21, б, вместо П-21, в, проводится построение кривой ИТК, необходимой для дальнейшего пересчета кривой ОИ на другие давления, а также для определения четкости разделения сложных смесей и потребного числа теоретических тарелок. [c.68]

    В работе [10], выполнено сравнение расчетных кривых ИТК по методам Нельсона, Скобло, Эдмистера — Поллок я Эдмкстера [11]. Сравнивались кривые ИТК для 125 фракций из 26 различных нефтей. Проведенный анализ показал, что минимальное отклонение (в среднем 5—6°С) дают два последних метода. В связи с этим для пересчета кривых стандартной разгонки в кривые ИТК рекомендован наиболее простой метод Эдмистера, расчетные уравнения и график которого приводятся ниже. [c.25]

    А — угол наклона кривой стандартной разгонки — см. стр. 19). [c.38]

    Рпс. 3. Кривые стандартной разгонки, ИТК и ОИ туннельной смола. [c.206]

    В связи с этим в научной литературе большое внимание уделяется разработке сравнительно простых и вместе с тем достаточно надежных методов пересчета кривых стандартной разгонки нефтяных фракций, полученных по стандартной методике, в кривые ИТК и наоборот. Наиболее часто для пересчета кривых стандартной разгонки (по ГОСТ 2177—66 или по идентичной методике А5ТМ Д86—66) в кривые ИТК используют связь между температурами выкипания 507о фракций с последующим пересчетом наклинив исходной кривой на отдельных ее участках. [c.25]

    По Ван Винклу [15] соотношение между кривыми ОИ при атмосферном давлении и кривыми стандартной разгонки (А5ТМ Д86—66) устанавливается с помощью рис. 1-31. Тангенс угла наклона кривой стандартной разгонки определяют в пределах [c.70]

    Определенный практический интерес представляют также графические методы пересчета, использующие преобразования координат, выпрямляющие кривые стандартной разгонки и кривые ИТК например, с помощью вероятностной щкалы для доли отгона и простой шкалы для температур кипения [14] . Вероятностная шкала строится согласно кривой накопления вероятностей стандартного нормального распределения. Однако линейность кривых ИТК между 10 и 90% отгонов в указанных координатах выполняется только для легких нефтяных фракций, у которых температуры отгона 50% по ИТК и по стандартной разгонке практически совпадают. В связи с этим для выпрямления кривых стандартной разгонки и кривых ИТК предложено логарнфмически-нормальное распределение [12] в логарифмически-вероятностной координатной сетке. Логарифмический масштаб по оси абсцисс несколько скрадывает асимметричность кривых ИТК нефтяных фракций. В ука- [c.30]

    Метод пересчета кривой стандартной разгонки в кривую ИТК будет следующим. Вначале на координатную сетку наносят данные разгонки и проводят аппроксимирующую прямую. Затем определяют температуры 5о% > 16 , по уравненаю 1.8 рас-считывают стандартное отклонение а по уравнению (1.9) — А/ИТК для кривой ИТК. С помощью уравнений (1.3—1.5) или по рис. 1-9 находят температуру далее температуры, отвечающие 84 и 16% отгонам  [c.31]

    По Эдмистеру и Окамото [5, И] кривые строят по температуре 50% отгона и тангенсу угла наклона кривых стандартной разгонки или кривых ИТК. Ниже приведены расчетные графики для построения кривых ОИ при помощи кривых ИТК для нефтяных фртвдяй (рис. 1-29) п остатков перегонки (рнс. 1-30). Ч4эг рие 1-29, а приведена зависимость разности температур 50% отгонов по кривым ИТК и ОИ, а на рис. 1-29, б —зависимоеть между раз-ностью температур произвольных отгонов В и Л % (об.) по кривым ИТК и ОИ для нефтяных фракций. Аналогичные зависимости для нефтяных остатков, перегонка которых производится в вакууме, приведены на рис. 1-30. [c.69]

    I/—б) — проценты отгона по к нвой ИТК i —(О—10) 2 —(10—30) 3 —(30—50) 4 —(50—70) 5-(70-90) 5-(90-100) (7-/2) - проценты отгона по кривой ОИ 7-(10-30) 5-(30-50) — (50—70) /О — (70—90) //—(О—10) /2 —(90—100) а —наклон кривой стандартной разгонки в интервале между 10- и 30%-ным отгонами. [c.46]

    Для узких нефтяных фракций среднемолярную температуру обычно заменяют среднеобъемной (по кривой стандартной разгонки) либо температурой 50%-ной точки такой разгонки. [c.12]

chem21.info

Разгонка по истинным температурам кипения

    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]     Идея представления состава сложных углеводородных систем типа нефтяных фракций с помощью непрерывных кривых плотности распределения по какому-нибудь одному удобно выбранному аргументу оказалась удачной, ибо позволила несколько упростить расчетную процедуру. Представление нефтяных фракций в виде континуума требует замены ряда чисел, отвечающих отдельным компонентам, функцией одной характерной переменной. Для этого естественно исходить из кривых разгонок по истинным температурам кипения (ИТК), связав с ними какое-нибудь удобное для расчета процессов разделения свойство, которое непрерывно изменялось бы с составом смеси-континуума и тем самым определяло компоненты системы, характеризующиеся соответствующими точками кипения на кривой разгонки. [c.112]

    Показатель коксуемости зависит не только от природы исходного сырья и метода получения из него фракций, но также от четкости погоноразделения и степени заноса парами капелек смолистой жидкости на тарелки, с которых отбираются эти фракции. Приведенные в табл. 6 результаты анализов относятся к фракциям, выделенным в лаборатории путем разгонки нефтей во методу истинных температур кипения (ИТК). [c.32]

    Кривую разгонки по истинным температурам кипения для смеси вычисляют как сумму произведений содержания данной фракции в каждом компоненте на содержание компонента в смеси (в объемных долях).  [c.177]

    Пересчет кривой разгонки по ГОСТ на истинные температуры кипения обычно сопровождается небольшим усложнением расчетов. Вполне удовлетворительные результаты удается получить и при расчете непосредственно по кривым разгонки компонентов по ГОСТ. В окончательный результат необходимо внести лишь небольшую поправку, которую определяют при опытном компаундировании. При смешении компонентов широкого фракционного состава такая поправка минимальна, при введении в смесь компонентов с узкими пределами выкипания — поправка возрастает. [c.177]

    Линии ОН можно построить на основании экспериментальных данных. Для приближенных вычислений используют методы расчета кривых ОИ по линиям истинных температур кипения (ИТК) или разгонки по ГОСТ. Существуют методы построения ОИ, предложенные Обрядчиковым и Смидович [11, 12], Нельсоном и Харви, Пирумовым [ 3]. [c.106]

    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]

    Обсуждение результатов. В тех случаях, когда парафины нормального строения содержатся в количествах, которые, по-видимому, достаточно далеки от термодинамического равновесного соотношения, снижение температуры застывания обусловлено, в первую очередь, удалением наиболее высокомолекулярных компонентов. Так, при сравнении кривых разгонки по истинным температурам кипения исходного и соответствующего продукта, согласно примеру, приведенному в табл. 2, обнаруживается, что прн одинаковых температурах начала кипения кривая разгонки продукта, полученного описанным процессом, лежит несколько ниже  [c.146]

    Разгонка промысловой (дегазированной) нефти по истинным температурам кипения (ИТК) [c.44]

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

    Рассчитать разгонку Дмитриевской нефти (угленосный горизонт) по истинным температурам кипения (ИТК) и сравнить с экспериментальными данными. [c.47]

    ТАБЛИЦЫ РАЗГОНКИ НЕФТЕЙ ПО ИСТИННЫМ ТЕМПЕРАТУРАМ КИПЕНИЯ [c.383]

    Приложение П-8 Начальные участки кривых разгонки нефтей по истинным температурам кипения (ИТК)-начальные участки [c.433]

    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]

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

    На рис. 1—6 показаны кривые разгонок по ИТК (истинным температурам кипения) всех изученных нефтей, а в табл. 5—7 приведены потенциальные содержания [c.13]

    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]

    Ректификация осуществляется в ректификационных колонках. При ректификации происходит контакт между восходящим потоком паров и стекающим вниз конденсатом — флегмой. Пары имеют более высокую температуру, чем флегма, поэтому при контакте происходит теплообмен. В результате этого низкокипящие компоненты из флегмы переходят в паровую фазу, а высококипящие компоненты конденсируются и переходят в жидкую фазу. Для эффективного ведения процесса ректификации необходимо возможно более тесное соприкосновение между паровой и жидкой фазами. Это достигается с помощью особых контактирующих устройств, размещенных в колонке (насадок, тарелок и т. д.). От числа ступеней контакта и количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в основном и зависит четкость разделения компонентов смеси. Для образования флегмы в верхней части колонны помещен конденсатор-холодильник. По результатам четкой ректификации строят кривую ИТК (истинных температур кипения) (см. рис. 2.1). На рис. 2.1 кривая 3 представляет разгонку по Энглеру (см. ниже). [c.49]

    Другое допущение, принимаемое в расчетах, связано с тем, что в нефти и ее фракциях содержится чрезмерно большое число индивидуальных углеводородов, которые в настоящее время практически нельзя идентифицировать полностью й тем более с учетом образования азео-тропных смесей. Все это обусловливает необходимость упрощения представлений о составе и свойствах нефтяных фракций и нефтей. В связи с этим исходную нефть, исследованную по температурам выкипания в специальной стандартной аппаратуре, принимают за кривую разгонки по истинным температурам кипения (разгонки по ИТК), разбивают на узкие (5—10°С) фракции. Каждую такую узкую фракцию рассматривают как условный индивидуальный компонент с температурой кипения, равной средней температуре кипения фракции. Сравнительными расчетами установлено, что по рекомендациям А. А. Кондратьева для получения удовлетворительных результатов расчетов фракции, соответствующие продуктовым, достаточно разбить не менее чем на 6 узких фракций, а всю нефть — на 35—40 узких фракций. [c.50]

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

    Средняя температура кипения. Нефтепродукты характеризуются фракционным составом, который определяют при разгон-ках на аппарате Энглера или по кривой истинных температур кипения (ИТК), получаемой при ректификации. Полученные этими двумя способами кривые разгонок различаются температурами начала и конца кипения, средними температурами кипения, наклоном кривой разгонки. [c.24]

    В большинстве случаев для построения кривой ОВ. пользуются наличием соотношений, связывающих ее с так называемой кривой истинных точек кипения ИТЕ), которая так же, как и кривая ОИ, дает зависимость между процентом отбора и температурой. Получение данных для построения кривой ИТ К не представляет трудностей и осуществляется разгонкой данной жидкости в аппаратуре, обладающей хорошей ректифицирующей способностью. [c.113]

    Лабораторная разгонка мазутов и тяжелых масел также проводится под вакуумом. Кривые истинных точек кипения при разгонке под вакуумом строятся по температурам, соответствующим процентам отгона от исходного сырья при атмосферном давлении. Пересчет температур кипения при вакууме на температуру кипения при атмосферном давлении может быть произведен по специальной номограмме. В остальном способ построения кривых истинных точек кипения при вакуумной разгонке ничем не отличается от способа построения кривых, строящихся для атмосферной разгонки. [c.392]

    И нредставляющи.х интерес для производства битумов. В связи с этим предложено представлять разгонку нефти по ИТК на вероятностном графике, отражающем нормальное (гауссовское) распределение в интегральной форме [131, 132] (по аналогии с таким же представлением отдельны.х фракций нефти [133, 134]). На вероятностном графике истинные температуры кипения ложатся на одну прямую (рис. 59).. втор работы [131] предлагает этому явлению следующее теоретическое объяснение. [c.92]

    При использоваипи четкой ректификации удается разделить углеводородные фракции на индивидуальные соединения по истинным температурам кипения (ИТК) в порядке их возрастания. Данные по температурам кипения отдельных фракций, найденные по кривой ИТК, в отличие от данных разгонки по ГОСТ, являются величинами аддитивными и их можно использовать для определения фракционного состава смеси при компаундировании. [c.176]

    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]

    Чем эффективнее колонка, тем более тщательной регулировки режима она требует и тем, следовательно, сложнее и дольше на пей проводится перегонка. Поэтому не всякое нефтяное сырье следует перегонять на высокоэффективной колонке. Высокие колонки с большим числом теоретических тарелок применяют при определении химического состава бензиновых фракций, выделении узких фракций или индивидуальных компонентов (разделении продуктов синтеза). При перегонке многокомпонентных смесей, например широких фракций нефтей, тип и оптимальную высоту колонки выбирают в зависимости от назначения перегонки если разгонку нефти или нефтепродукта проводят с целью получения кривых ИТК (истинных температур кипения), то высота колонки может быть меньше, чем для получения из той же смеси отдельных, более четко отректифицироваиных фракций. Для получения кривых разгонок нефтей широко применяют стандартизированные аппараты типа АРН-2, описанные в главе 3. [c.42]

    ВНИИНП проведена атмосферная разгонка образца в аппарате АРН - 2 по ГОСТ 110011 - 85 до температуры 400 С. В табл. 7.16 приведены характеристики узких фракций и фракционный состав (масс. %). По полученным данным построена кривая ИТК (истинные температуры кипения) и получено потенциальное содержание десятиградусных фракций (табл. 7.17). [c.251]

    Наряду с аппаратом Гадаскина в лабораториях для периодической перегонки применяют аппарат с более четкой ректификацией по результатам разгонки определяют так называемые истинные температуры кипения. Устройство н работа аппарата подробно рассматриваются в курсе техипческого анализа топлива и минеральных масел. [c.34]

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

    Необходимо отметить, что за последние годы содержание бензиновой и лигроиновой фракций в генераторных смолах резко упало и составляет в настоящее время 1—2%. По нашему мнению, причины этого явления следует искать в плохой работе конденсационной системы сланцегенераторных станций и в увеличенной производительности сланцеперегонных генераторов по перерабатываемому сланцу. На рис. 2—6 приводятся кривые однократного испарения, истинных температур кипения и стандартных разгонок общей генераторной и туннельной смол, определенных в 1950 г. [c.205]

    Два образца масла — широкая фракция пиролизной смолы (к. к. 360°) и широкая фракция, освобожденная от фенолов и оснований,— были разогнаны иа специальной ректификационной колонке МИХМа в 40 теоретических тарелок и с автоматической записью истинных температур кипения [И]. Температурный интервал фракций определялся по излому кривой, точки на которую папосятся на протяжении всей разгонки.. [c.131]

    На оси абсцисс графика, приведенного на рис. 1-34, отложены значения наклона 5итк кривых разгонки нефтей на аппарате для определения истинных температур кипения (приблизительно 15 теоретических тарелок, флегмовое число 5 1). [c.57]

    Основным сырьем для производства ПАВ (и, следовательно, СМС) являются, как известно, жирные кислоты и высшие жирные спирты (первичные и вторичные). Фракционный состав сырья, который служит одной из важнейших его характеристик, определяется методом вакуумной разгонки или хроматографически. Вакуумная разгонка не позволяет судить об истинном фракционном составе жирных кислот и спиртов. Трудности, возникающие при его хроматографическом определении, обусловлены в первую очередь большим количеством гомологов (до 20), наличием компонентов с высокой температурой кипения (спирты до С25, кислоты до Сгв), отсутствием стандартных образцов и искусственных смесей для проверки правильности работы хроматографов и их калибровки, особенно в случае пламенно-ионизационного детектора и катарометра. [c.148]

chem21.info

Разгонка нефтей но ГОС - Энциклопедия по машиностроению XXL

Так как организации, экспортирующие нефть, а также геологические, промысловые и др. обычно руководствуются данными, полученными при разгонке нефтей по ГОСТ 2177-59, в справочнике приводятся данные по разгонке нефтей, полученные по этому методу,  [c.16]

Разгонка нефти по ГОСТ 2177-59  [c.136]

Разгонка нефтей ito ГОСТ 2177-59  [c.314]

Разгонка нефтей по ГОСТ 2177-5д  [c.356]

Жидкости, получаемые переработкой нефти, называют минеральными маслами. Так как нефти представляют собою чрезвычайно сложные смеси многих углеводородов, то первым шагом при производстве масел является разгонка нефти на фракции, в состав которых входят углеводороды примерно одинакового молекулярного веса. Это возможно потому, что температура кипения нефтяных углеводородов приблизительно пропорциональна их молекулярным весам. Сырые фракции называются дистиллятами, а полученные из них масла — дистиллятными. После отбора и соответствующей очистки дистиллятов получают основу масла, свойства которой затем улучшают введением различных присадок. Для понимания эксплуатационных свойств и возможностей масла необходима хотя бы самая краткая характеристика группового состава его основы.  [c.108]

Процессы очистки имеют целью дальнейшее разделение углеводородных компонентов масла уже по типу молекул в отличие от разделения по весу молекул, производящегося при первоначальной разгонке нефти.  [c.109]

Бензин — летучая и огнеопасная жидкость, получаемая при разгонке нефти. Бензин легко воспламеняется и взрывается в смеси с воздухом и кислородом весьма легко электризуется, что еще более увеличивает опасность его воспламенения. Пары бензина ядовиты и при продолжительном вдыхании могут вызвать головную боль и головокружение. Бензин применяется преимущественно при кислородной резке в связи с его общедоступностью и простотой транспортирования. Однако для этой цели более целесообразным является применение осветительного керосина как менее взрыво- и огнеопасного.  [c.144]

Более высокие температуры разгонки нефти относятся к тем ее составляющим, из которых получаются смазочные масла, мазуты и остатки (в том числе асфальт).  [c.33]

Прямогонный мазут представляет собой смесь тяжелых нефтяных остатков прямой перегонки нефти с ее маловязкими фракциями. Для поддержания вязкости в пределах требований стандарта к тяжелому остатку подмешивают полученный в результате разгонки нефти дистиллят.  [c.7]

Асфальтовые нефтяные битумы представляют собой продукты переработки нефти и ее производных, полученные в остатке после разгонки нефтей и нефтепродуктов (остаточные битумы) или путем их окисления (окисленные битумы).  [c.366]

Этот метод, составляющий точность 1% (по определению концентрации примеси одного нефтепродукта в другом), может быть применен также для автоматического заводского и лабораторного контроля процентного содержания легких фракций нефтепродуктов в процессе разгонки нефтей (см. табл. 15. 14, 15. 19).  [c.316]

Производственная пароиспользующая аппаратура находится в ведении тех предприятий, которые получают пар от ТЭЦ. Эта аппаратура довольно разнообразна. Пар применяется в паровых молотах и прессах, подогревателях различных сред, каландрах бумажных машин, варочных котлах для получения целлюлозы, при разгонке нефтей и бензинов и т, д., и т. п. От некоторых из этих аппаратов возвращающийся конденсат бывает более или менее чистым. Конденсат сушилок, каландров бумажных машин, различных подогревателей обычно загрязнен только окислами железа и окислами других конструкционных материалов. Конденсат паровых прессов или молотов, хроме окислов железа, содержит значительное количество смазочных масел. Конденсат нефтеперегонных заводов всегда-загрязнен нефтепродуктами. От варочных котлов целлюлозного производства конденсат, естественно, не возвращается, так как пар подается непосредственно в древесную массу. Различный состав загрязнений может быть в конденсатах от нефтехимических и других химических комбинатов. Загрязнения попадают в конденсат через неплотности в аппаратуре, использующей пар, и нередко бывают весьма опасными для станционного оборудования.  [c.42]

Обычно простая дистилляция производится при разгонке многофракционных систем. В этом случае отгонка производится при непрерывном контроле температуры кипения смеси в кубе и температуры пара при входе в конденсатор. По мере изменения температуры производится отбор отдельных фракций. Разгонка первой фракции ведется от t до 1, второй фракции — от до /2 и т. д. Этот способ применяется, например, при разгонке нефти на петролейный эфир, бензин № 1, бен-  [c.36]

mash-xxl.info