Исследование состава Ожгинской нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Характеристика Ожгинской нефти

2. Построение кривых ИТК, молярной массы и плотности нефти

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

4. Построение кривых ИТК фракций нефти

5. Построение линий ОИ фракций нефти при атмосферном давлении

6. Построение линий ОИ под избыточным давлением и под вакуумом

7. Библиографический список



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 (сырая нефть наряду с нерозином применяется для пескозащиты -- закрепления барханных песков от выдувания ветром при строительстве ЛЭП и трубопроводов). Для получения из неё технически ценных продуктов, главным образом моторных топлив, растворителей, сырья для химической промышленности, её подвергают переработке. Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом балансе: доля её в общем потреблении энергоресурсов составляет 48 %. В перспективе эта доля будет уменьшаться вследствие возрастания применения атомной и иных видов энергии, а также увеличения стоимости и уменьшения добычи.

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. (более 8 % от объёма мировой добычи). Среди получаемых из нефти исходных веществ для этих производств наибольшее применение нашли: парафиновые углеводороды -- метан, этан, пропан, бутаны, пентаны, гексаны, а также высокомолекулярные (10--20 атомов углерода в молекуле); нафтеновые; ароматические углеводороды -- бензол, толуол, ксилолы, этилбензол; олефиновые и диолефиновые -- этилен, пропилен, бутадиен; ацетилен. Нефть уникальна именно комбинацией качеств: высокая плотность энергии (на тридцать процентов выше, чем у самых качественных углей), нефть легко транспортировать (по сравнению с газом или углём, например), наконец, из нефти легко получить массу вышеупомянутых продуктов. Истощение ресурсов нефти, рост цен на неё и др. причины вызвали интенсивный поиск заменителей жидких топлив.нефть фракции состав

Ожгинское нефтяное месторождение в России расположено в Пермском крае. Разработано в 2007 году. Общие геологические запасы нефти составляют 960 млн. тонн. Месторождение принадлежит организации ТомскБурНефтеГаз.



1. 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОЖГИНСКОЙ НЕФТИ

Таблица 1.1 Общая физико-химическая характеристика нефти

	М	20, мм2/с	50, 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
0,8304	245	4,15	2,20	Ниже -35	-	Ниже -35	246	339	1,32	0,06	10	6,50	0,60	-	-	10,40	48	0,28	0,011	1,04	32,2	60,0

Таблица 1.2 Состав газов, растворенных в нефти

Выход на нефть, % мас.	Содержание углеводородов, % мас.
	С2Н6	С3Н8	Изо-С4Н10	Н-С4Н10
0,9	1,7	19,8	20,2	58,3

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	8,7	0,6870	26	42	64	83	0,27	61,8	3,20	353 (47,06)
28-100	13,8	0,7070	38	50	75	99	-	58,6	-	-
28-120	15,2	0,7169	45	54	80	108	0,3	57,0	6,14	246 (32,78)
28-140	19,1	0,7325	49	58	90	124	-	53,2	-	151 (19,10)
28-180	27,3	0,7515	56	64	105	157	-	45,6	-	-
28-200	31,3	0,7590	58	66	110	175	0,38	41,8	10,68	118 (15,73)

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	5,0	0,6670	1,3751	-	24	76	-	-
60-95	5,2	0,7187	1,4046	10	31	59	-	-
95-122	5,3	0,7509	1,4205	23	22	55	-	-
122-150	5,8	0,7668	1,4292	27	19	54	-	-
150-200	10,0	0,7883	1,4406	28	20	59	-	-
28-200	31,3	0,7590	1,4249	20	22	58	-	-



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	3,5	0,7119	0,30	8	31	61	-	-
62-105	7,1	0,7285	0,31	12	30	58	-	-
85-105	3,6	0,7389	0,31	17	26	57	-	-
85-120	6,5	0,7468	0,32	20	24	56	-	-
85-180	18,6	0,7665	0,45	26	20	54	-	-
105-120	2,9	0,7529	0,35	24	21	55	-	-
105-140	6,8	0,7616	0,40	25	21	54	-	-
120-140	3,9	0,7651	0,42	26	20	54	-	-
140-180	8,2	0,7812	0,52	28	19	57	-	-



Таблица 1.6 Характеристика легких керосиновых фракций

Температура отбора, °С	Выход на нефть, % мас.		Фракционный состав, °С	20, мм2/с	-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
110-240	25,1	0,7874	127	140	175	223	236	1,25	4,50	-60	29	43119	-	22,5	0,60	0,34	-	2,0	6,7



Таблица 1.7 Характеристика дизельных топлив и их компонентов

Температура отбора, °С	Выход на нефть, % мас.	Цетановое число	Дизельный индекс	Фракционный состав, С		20, мм 2 /с	40, 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	37,8	57	52,4	182	260	310	325	0,8253	3,07	1,08	-20	-15	65	19,5	0,91	63,5
200-350	27,8	57	57.3	240	270	315	326	0,8400	5,02	2,50	-12	-8	78	22,0	1,20	68,0
240-320	14,2	58	58,0	258	266	296	301	0,8380	4,41	2,44	-14	-11	101	20,8	1,18	68,2
240-350	20,2	59	54,8	269	290	317	327	0,8483	5,97	2,88	-7	-2	103	22,9	1,32	68,2



Таблица 1.8 Характеристика сырья для каталитического крекинга

Температура отбора, °С	Выход на нефть, % мас.			50, мм2/с	100, мм2/с	Температура застывания, °С	Содержание сернокислотных смол, % мас.	Содержание серы, % мас.	Коксуемость, % мас.	Содержание парафино-нафтеновых углеводородов, % мас.	Содержание смолистых веществ, % мас.
350-500	25,3	0,8975	330	19,51	4,80	36	13	1,77	0,036	59	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	49,4	0,9072	4,09	1,79	1,40	20	191	1,76	4,40
Выше 350 °С	40,0	0,9218	9,18	2,59	1,80	21	220	1,95	5,42
Выше 400 °С	31,6	0,9370	24,65	4,40	2,58	23	254	2,06	7,25
Выше 450 °С	23,3	0,9540	-	11,21	5,10	26	289	2,30	10,92
Выше 500 °С	14,7	0,9699	-	57,24	20,71	28	330	2,75	18,00



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.
			50, мм2/с	100, мм2/с	50/100	ИВ	ВВК	Температура застывания, °С
									на дистиллятную фракцию или остаток	на нефть
350-400	16,7	0,9098	19,5	4,9	-	87,3	-	-26	74,2	12,4
400-500	8,6	0,9130	48,3	9,0	-	85,0	-	-21	57,0	4,9
Остаток выше 500	14,7	0,9059	221,6	26,8	8,27	90,0	0,8302	-23	13,9	2,0

Таблица 1.11 Разгонка (ИТК) Ожгинской нефти в аппарате АРН-2и характеристика полученных фракций

№ п/п	Температура выкипания фракций при 760 мм рт. ст., °С	Выход на нефть, % мас.		М		20, мм2/с	50, мм2/с	100, мм2/с	Температура, °С	Содержание серы, % мас.
		отдельных фракций	суммарный							застывания	вспышки
1	Газ	0,92	0,92	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2	28-42	2,53	3,45	0,6560	-	1,3742	-	-	-	-	-	0,23
3	42-60	2,49	5,94	0,6703	80	1,3769	-	-	-	-	-	-
4	60-79	2,73	8,67	0,7103	-	1,4000	-	-	-	-	-	0,29
5	79-98	3,18	11,85	0,7312	95	-	-	-	-	-	-	-
6	98-110	2,89	14,74	0,7484	-	1,4205	-	-	-	-	-	0,32
7	110-128	2,94	17,68	0,7595	-	-	-	-	-	-	-	-
8	128-144	3,27	20,95	0,7672	-	1,4297	-	-	-	Ниже -70	-	0,45
9	144-157	2,98	23,93	0,7768	-	-	-	-	-	-	-	-
10	157-174	3,39	27,32	0,7849	138	1,4378	1,07	0,80	-	-63	-	0,56
11	174-190	2,87	30,21	0,7930	-	-	1,31	1,00	-	-55	-	-
12	190-204	2,98	33,19	0,8003	-	1,4446	1,59	1,08	-	-46	-	0,65
13	204-223	3,23	36,42	0,8089	-	-	1,93	1,29	-	-39	90	-
14	223-238	3,02	39,44	0,8178	-	1,4582	2,41	1,54	0,88	-30	100	0,68
15	238-258	3,47	42,91	0,8250	198	-	3,0	1,76	1,01	-23	111	-
16	258-276	3,31	46,22	0,8330	-	1,4697	4,02	2,16	1,11	-15	122	1,14
17	276-295	3,23	49,45	0,8411	-	-	5,09	2,61	1,30	-9	132	-
18	295-311	3,35	52,80	0,8500	-	1,4756	6,45	3,31	1,49	-2	144	1,38
19	311-330	3,23	56,03	0,8567	255	-	8,95	4,13	1,68	5	158	-
20	330-348	3,31	59,34	0,8658	-	1,4857	12,73	5,10	1,95	11	167	1,52
21	366-387	3,35	66,00	0,8787	-	1,4894	-	7,69	2,61	24	188	1,62
22	387-403	3,35	69,35	0,8870	-	-	-	11,40	3,33	29	200	-
23	403-426	3,40	72,75	0,8941	324	1,5052	-	15,77	4,34	34	211	1,72
24	426-448	3,47	76,22	0,9012	-	-	-	23,09	5,28	37	222	-
25	448-467	3,23	79,45	0,9072	-	1,5122	-	30,98	6,51	39	230	1,95
26	467-486	3,35	82,80	0,9142	-	1,5165	-	36,70	7,54	1	240	-
27	486-500	2,53	85,35	0,9172	395	1,5172	-	42,07	8,60	42	246	2,44
28	Остаток выше 500	14,67	100,00	-	-	-	-			-	-	2,75

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ ИТК, МОЛЯРНОЙ МАССЫ И ПЛОТНОСТИ НЕФТИ

Для построения кривых ИТК, молярной массы (М) и плотности (с) нефти воспользуемся данными табл.1.11. В табл. 1.11 представлены данные для построения кривых ИТК, М и с для Ожгинской 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.

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	Потенциальное содержание в нефти, % масс.	Средняя температура кипения, ?С	Средняя плотность, кг/м3	Средняя молярная масса
110-180	14,0	150	776	124
180-240	11,5	207	806	166
240-300	10,5	270	834	216
300-350	9,5	323	860	256

4. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ ИТК ФРАКЦИЙ НЕФТИ

Для построения кривых ИТК фракций воспользовался кривой ИТК нефти.

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. 4.1-4.4 представлены на рис. 1-4.

Таблица 4.1 Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 110-180 ^?С

Температура выкипания, ?С	Выход, % мас.
	на нефть	на фракцию	суммарный
110-116	0,7	7,0	7,0
116-122	0,7	7,0	14,0
122-128	0,7	7,0	21,0
128-132	0,7	7,0	28,0
132-138	0,7	7,0	35,0
138-142	0,7	7,0	42,0
142-148	0,7	7,0	49,0
148-152	0,7	7,0	56,0
152-156	0,7	7,0	63,0
156-160	0,7	7,0	70,0
160-164	0,7	7,0	77,0
164-170	0,7	7,0	84,0
170-174	0,7	7,0	91,0
174-180	0,9	9,0	100,0
Итого	14,0	100,0	-

Таблица 4.2 Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 180-240 ?С

Температура выкипания, ?С	Выход, % мас.
	на нефть	на фракцию	суммарный
180-188	0,9	9,0	9,0
188-193	0,9	9,0	18,0
193-200	0,9	9,0	27,0
200-202	0,9	9,0	36,0
202-206	0,9	9,0	45,0
206-212	0,9	9,0	54,0
212-218	0,9	9,0	63,0
218-223	0,9	9,0	72,0
223-228	0,9	9,0	81,0
228-234	0,9	9,0	90,0
234-240	1,0	10,0	100,0
Итого	11,5	100,0	-

Таблица 4.3 Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 240-300 ?С

Температура выкипания, ?С	Выход, % мас.
	на нефть	на фракцию	суммарный
240-246	0,9	9,0	9,0
246-252	0,9	9,0	18,0
252-258	0,9	9,0	27,0
258-264	0,9	9,0	36,0
264-270	0,9	9,0	45,0
270-276	0,9	9,0	54,0
276-282	0,9	9,	63,0
282-288	0,9	9,0	72,0
288-294	0,9	9,0	81,0
294-298	0,9	9,0	90,0
298-300	1,0	10,0	100,0
Итого	10,5	100,0	-

Таблица 4.4 Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 300-350 ?С

Температура выкипания, ?С	Выход, % мас.
	на нефть	на фракцию	суммарный
300-306	1,0	10,0	10,0
306-310	1,0	10,0	20,0
310-314	1,0	10,0	30,0
314-320	1,0	10,0	40,0
320-326	1,0	10,0	50,0
326-332	1,0	10,0	60,0
332-338	1,0	10,0	70,0
338-342	1,0	10,0	80,0
342-347	1,0	10,0	90,0
347-350	1,0	10,0	100,0
Итого	9,5	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 110-180 ?C

=118,5, =148,5=160

tg ?итк==0,69

0%(НОИ)=34%(ИТК)

100%(КОИ)=59%(ИТК)

Построение линии ОИ фракции 180-240

=188,5, =209, =222

tg?итк= =0,56

0%(НОИ)=37%(ИТК)

100%(КОИ)=57%(ИТК)

Построение линии ОИ фракции 240-300

=246,5, =273=286,5

tg?итк= =0,67

0%(НОИ)=47%(ИТК)

100%(КОИ)=57%(ИТК)

Построение линии ОИ фракции 300-350 ?С

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:

;

=306, =326=338

tg?итк= =0,53

0%(НОИ)=37%(ИТК)

100%(КОИ)=57%(ИТК)

По Графику Нельсона:

tg?ОИ=0,2 t_50%^ОИ=310

;

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 номограмму 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 110-180 и

- для фракции 180-240 и

- для фракции 240-300 и

- для фракции 300-350 и

при давлении 0,18 МПа:

- для фракции 110-180 и

- для фракции 180-240 и

- для фракции 240-300 и

- для фракции 300-350 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.

Размещено на Allbest.ru