расчеты. исправленное уч. пособие-111. Практикум по химии нефти и основам технологии ее переработки учебное пособие
 Скачать 5.92 Mb.
|
 В выводе сделать заключение о верхней критической температуре растворения нефтепродукта в анилине. 1.13. Очистка нефтепродуктов от ароматических углеводородов адсорбцией на хроматографической колонке При изучении химического состава углеводородов важное место отводится хроматографическим методам исследования. Бензиновые фракции разделяют на группы углеводородов при помощи жидкостно-адсорбционной хроматографии, чаще называемой просто адсорбционной. Для исследования индивидуального химического состава фракций (особенно низкокипящих) часто применяется газожидкостная хроматография. Адсорбционный анализ основан на способности адсорбентов избирательно извлекать из смесей соединения определенных типов. Для разделения углеводородов применяют различные адсорбенты: окись алюминия, активированный уголь, силикагель и др. Чаще всего используют силикагель. Ароматические углеводороды более прочно удерживаются на поверхности адсорбента, чем парафиновые и нафтеновые. Пропуская смесь углеводородов сверху вниз по колонке с адсорбентом, обычно с добавлением растворителя, выделяют из колонки вначале парафиновые и нафтеновые углеводороды, а затем ароматические. Для выделенных фракций измеряют объем и исследуют (определяют наличие ароматических углеводородов, показатель преломления, анилиновую точку и т.п.). При адсорбционном разделении бензиновых фракций применяют два типа растворителей: вытесняющие и смещающие. Вытесняющие растворители – спирты (изопропиловый, этиловый, метиловый) – адсорбируются сильнее компонентов бензина и выделяются из колонки вслед за ароматическими углеводородами. В этом случае нельзя достигнуть полного разделения бензина на две фракции – парафино-нафтеновую и ароматическую, так как они движутся по колонке вплотную друг к другу. Поэтому приходится еще отбирать промежуточную фракцию, представляющую собой их смесь. Смещающие (разбавляющие) растворители – пентан, изопентан – близки по адсорбируемости к парафино-нафтеновой фракции. Такие растворители смешиваются в колонке с углеводородами, постепенно десорбируя их и заставляя двигаться вниз. Если вслед за смещающим растворителем (изопентан) ввести в колонку вытесняющий (метанол, этанол), то можно отделить парафино-нафтеновую фракцию без отбора промежуточной. Измеряя показатель преломленияфильтрата, можно обнаружить компоненты смеси в такой последовательности: парафины + нафтены → парафины + нафтены + изопентан → изопентан + ароматические углеводороды → метанол + ароматические углеводороды → метанол. Фракции парафино-нафтеновых и ароматических углеводородов выделяют из фильтрата отгонкой изопентана. Фракцию ароматических углеводородов отделяют от метанола промывкой водой, после чего обезвоживают СаСl2 и металлическим натрием. Для бензинов, содержащих до 15 объемных % ароматических углеводородов, удобно применять адсорбционное разделение с вытесняющим растворителем и отбором промежуточной фракции, при более высоком содержании в бензине ароматических углеводородов рекомендуется разделение при помощи смещающей жидкости + вытесняющий растворитель. Приборы, реактивы, материалы: Исследуемый нефтепродукт или смесь, стеклянная колонка (рис. 10) высотой 200 мм, диаметром 8 – 10 мм с воронкой для подсадки пробы, рефрактометр типа ИРФ, изопропиловый спирт или пентан (изопентан), адсорбент – Al2O3, мерные цилиндры (градуированные пробирки) с ценой деления 0,1 мл. Методика анализа: Колонку заполняют сухим адсорбентом, укрепляют в штативе, наверху закрепляют делительную воронку 1 для подсадки пробы и элюента, под нижний конец колонки 2 подводят градуированную пробирку 3.
Исследуемую фракцию в количестве 5 мл заливают в колонку и после того, как она полностью впитается в адсорбент, добавляют в качестве десорбирующей жидкости 15 – 20 мл изопропилового спирта. Сначала из колонки будет выходить насыщенная (алкано-циклоалкановая) часть исследуемой фракции, которая адсорбируется Al2O3 менее прочно. Первую порцию отбирают в количестве 1 мл, а все последующие – по 0,5 мл. Для каждой отобранной фракции определяют показатель преломления. Фракции, отличающиеся по показателю преломления не более чем на 0,0005, смешиваются. Появление аренов замечают по формалитовой реакции: в пробирку помещают 1 мл 98 %-ой бесцветной серной кислоты, добавляют 2 – 3 капли 10 %-ого раствора формалина и столько же продукта. При отсутствии аренов смесь остается бесцветной или слегка желтеет. Ярко-красное окрашивание указывает на появление в отобранной фракции аренов. В выводе сделать заключение о содержании аренов в нефтепродукте. Вопросы и задачи для самоподготовки: Что такое относительная плотность? В каких единицах она измеряется? Как связаны плотность и удельный вес? Как меняется плотность нефтей в зависимости от возраста нефти? Как меняется плотность нефтей в зависимости от количества растворённых в ней газов? Как меняется плотность нефтей в зависимости от фракционного состава? Как плотность зависит от: а) температуры; б) от присутствия углеводородов разветвлённого строения; в) от присутствия ароматических углеводородов? Можно ли для расчета плотности смеси воспользоваться правилом аддитивности? Классификация нефтей по плотности. Правила пересчета плотности при различных температурах. Каковы основные методы экспериментального определения плотности? Почему молекулярная масса нефти или нефтепродуктов – усреднённая величина? Как меняется молекулярная масса нефтяных фракций при повышении температуры кипения? Для какой фракции молекулярная масса выше: а) бензиновой или керосиновой; б) керосиновой или лигроиновой; в) керосиновой или газойлевой? Обладает ли молекулярная масса фракции свойством аддитивности? Для каких технологических процессов необходимо знать значение средней молекулярной массы? Назовите основные способы экспериментального определения молекулярной массы. Напишите основные формулы для расчета молекулярной массы? Как и почему меняется вязкость при повышении температуры? Что такое структурная вязкость ? Каковы основные причины появления структурной вязкости? Какие жидкости называются «ньютоновскими»? Что такое «динамическая вязкость» Что такое «кинетическая вязкость» Перечислите единицы измерения динамической и кинетической вязкости. Что такое «условная вязкость» Как определить вязкость смеси? Напишите основные формулы для расчета вязкости. Как зависит вязкость нефтепродуктов от температуры? Формула Вальтера Охарактеризуйте основные вязкостно-температурные свойства масел Назовите основные способы определения кинематической вязкости. Как зависит кинематическая вязкость нефтепродуктов от температуры, широты местности и ее высоты над уровнем моря? Что такое «индекс вязкости»? Что такое температура вспышки Объясните, почему в местах нефтедобычи и нефтепереработки запрещается курение От чего главным образом зависит температура вспышки Что такое температура застывания От чего она главным образом зависит Почему в топливах, используемых при низких температурах, недопустимо заметное присутствие парафинов Что такое температура воспламенения, Что такое температура самовоспламенения. Понятие о верхнем и нижнем пределах взрываемости. Назовите способы определения температуры вспышки и воспламенения. Что такое показатель преломления? Назовите способы определения показателя преломления. Как зависит показатель преломления от класса углеводородов? Назовите способы определения показателя преломления. Какова зависимость показателя от молекулярной массы, соотношения? От чего зависит цвет нефти? Что такое оптическая активность и от чего она зависит? Что такое флуоресценция? В каких соединениях растворяется нефть? От чего зависит растворимость нефти в воде? Рассчитать плотность газа, имеющего среднюю молекулярную массу 64, при 60 ºС и давлении 3 атм. Определите относительную плотность нефтепродукта  , если у него .Относительная плотность бензиновой фракции =0,7560. Какова относительная плотность этой фракции при 50 С?Определить относительную плотность смеси, состоящей из 250 кг бензина плотностью =0,756 и 375 кг керосина плотностью =0,826. Определить относительную плотность смеси следующего состава (объемн. %); 25 бензина ( =0,756); 15 лигроина ( =0,785); 60 керосина ( =0,837). Смесь состоит из трёх компонентов, масса которых 459, 711 и 234 кг, а относительная плотность ( ) равна 0,765, 0,790 и 0,780 г/мл, соответственно. Определить относительную плотность этой смеси .Рассчитать среднюю молекулярную массу фракции со средней температурой кипения 118 ºС. Нефть находится в резервуаре при температуре 12 °С. Определить ее плотность (относительную) в данных условиях, если  .При перекачке нефти по нефтепроводу ее температура изменяется от 8 до 15 °С. Найти относительную плотность нефти в начальной и конечной точках транспортировки, если ее  .Нефть закачали в резервуар при температуре 15 °С; плотность, определенная нефтеденсиметром, составила 0,845. На следующий день температура нефти поднялась до 25 °С. Определить ее плотность при этой температуре. Дизельная фракция 180 – 230 °С на выходе из холодильника атмосферно-вакуумной трубчатки (установка АВТ) имеет температуру 30 °С. Найти ее относительную плотность при этой температуре, если  .Самотлорская нефть при 20 °С имеет плотность С 852,5 кг/м3. Определить ее относительную плотность  .Плотность керосинового дистиллята (фракция 120 – 230 °С) при температуре 27 °С равна 805 кг/м3. Найти .Бензиновая фракция (  ) нагревается в теплообменнике от 30 до 52 °С. Определить изменение относительной плотности этой фракции.В топливный бак автомобиля при температуре 5 °С залили 30 л бензина А-80 (  ). Определить массу заправленного в этих условиях бензина.Средняя молярная температура кипения легкой нефтяной фракции равна 97 °С, характеризующий фактор 12,3. Определить ее относительную плотность  .Температура 50 %-го отгона нефтепродукта равна 145 °С. Найти его  , если К=11,3.Мазут выходит из колонны К-2 атмосферной трубчатки (установка АТ) с температурой 330 °С. Определить его плотность при этой температуре, если известны  и К=10,1.Дизельная фракция (  , К=11,3) нагревается в промежуточном теплообменнике до 210 °С. Найти ее плотность при этой температуре.Для проведения испытаний приготовили пробу бензина, состоящего из 5 кг прямогонной бензиновой фракции (  ) и 15 кг бензина каталитического крекинга ( ). Определить относительную плотность ( ) полученной смеси.Для получения товарного масла смешивают две масляные фракции в соотношении 1:3 (по объему). Их относительные плотности ( ) равны соответственно 0,8793 и 0,8576. Найти смеси.Смешали 500 кг нефтяной фракции с температурой кипения 85 ºC и 700 кг фракции с температурой кипения 115 ºC. Определите средний молекулярный вес смеси и её температуру кипения. Смесь состоит из 60 кг н-пентана, 40 кг н-гексана и 20 кг н-гептана. Определите среднюю молекулярную массу смеси. Определите среднюю молекулярную массу широкой фракции, состоящей из 20 % бензина с М = 110, 40 % лигроина с М = 150, 20 % керосина с М = 20 и 20 % газойля с М = 250. Найти молярные массы прямогонных бензиновых фракций, если их средние температуры кипения Тср.м. равны 115 °С и 132 °С. Компонент дизельного топлива имеет среднюю молекулярную температуру кипения 274 °С, его характеризующий фактор 10,8. Рассчитать молекулярную массу компонента. Бензин-растворитель БР-1 «Галоша» характеризуется Тср.м. = 97 °С и К = 12,5. Какова его молекулярная масса? Плотность авиакеросина при 20 °С составляет 776 кг/м3. Определить его среднюю молекулярную массу. Для летнего дизельного топлива  . Какова его молярная масса?Эталонная смесь приготовлена из изо-октана и н-гептана, взятых в отношении 9:1 по массам. Найти среднюю молекулярную массу смеси. Смесь приготовили из 50 кг н-октана, 10 кг н-декана и 45 кг нефтепродукта с плотностью  = 0,896. Определите среднюю молекулярную массу смеси. Кинематическая вязкость при 50 ºС нефтепродукта с плотностью  = 0,689 кг/дм3 равна 6,2 мм2/с. Рассчитайте условную и динамическую вязкость при этой температуре. Рассчитайте динамическую вязкость н-декана при 40 ºC, если его кинематическая вязкость при этой температуре составляет 7,3 мм2/с. Динамическая вязкость толуола при 20 ºC составляет 0,58410-3 Пас. Рассчитайте его кинематическую вязкость при 0 ºC и 20 ºC. Масляная фракция имеет при 60 ºC условную вязкость 3,81º. Определите кинематическую и динамическую вязкость фракции при этой температуре. Условная вязкость сураханской нефти при 50 ºC равна 1,63º. Определить кинематическую и динамическую вязкость нефти при той же температуре, если плотность её ρ = 879 кг/м3. Кинематическая вязкость калинской нефти при 20 и 50 ºC соответственно равна 65 и 16. Найти условную вязкость нефти при тех же температурах. Кинематическая вязкость нефти Моисеевского месторождения 20=15,9 мм2/с. Определить ее условную и динамическую вязкости при той же температуре, если  Фракция нефти 240 – 350 °С имеет кинематическую вязкость 20=8,4 мм2/с и 50=3,6 мм2/с. Найти кинематическую и условную вязкости этой фракции при 70 °С. Кинематическая вязкость компонента дизельного топлива при 20 °С равна 5,6 мм2/с, а при 50 °С – 2,6 мм2/с. Какой будет кинематическая вязкость при 0 °С? Легкий прямогонный масляный дистиллят характеризуется следующими вязкостными показателями: 50=14,5 мм2/с и 100=3,9 мм2/с. Определить индекс вязкости дистиллята. Фракция нафтенопарафиновых углеводородов, выделенная из масляного погона, имеет кинематическую вязкость 50=31 мм2/с и 100=7 мм2/с. Каков индекс вязкости фракции? Моторное масло с 100=810-6 м2/с и ИВ=95 эксплуатируется в двигателе автомобиля. Какова будет вязкость масла в момент запуска двигателя при температуре 10 °С? Для приготовления смеси взяты базовые масла М-8 (100=8 м2/с) и М-14 (100=14 м2/с). Найти вязкость смеси при той же температуре, если соотношение компонентов 1:1 по объему. Смесь состоит из 70 % масляной фракции I (50=14,510-6 м2/с) и 30 % масляной фракции II (50=5510-6 м2/с). Определить вязкость смеси при 50°С. Приготовили смесь из 35 % масляного погона I и 65 % масляного погона II. Вязкость погона I 50=12,5 м2/с и 100=3,5 м2/с, вязкость погона II 40=28,5 м2/с. Определить кинематическую вязкость смеси при 40 °С. Кинематическая вязкость смеси двух масляных дистиллятов 50=35 м2/с, вязкость каждого из них соответственно 20 и 45 мм2/с. Каково соотношение между дистиллятами в смеси? В каком соотношении нужно смешать масла условной вязкости ВУ20=16 и ВУ20=7,5, чтобы получить масло с вязкостью ВУ20=11? Ароматический концентрат представляет собой смесь, состоящую из 120 кг бензола, 75 кг толуола и 25 кг этилбензола. Найти массовый и молярный состав смеси. Для приготовления пробы товарного бензина смешали в соотношении 1:1 по массам прямогонную бензиновую фракцию (М = 113 кг/кмоль, = 732 кг/м3) и бензин каталитического риформинга (М = 106 кг/кмоль, = 791 кг/м3). Определить молярный и объемный состав полученной смеси. Дана смесь двух нефтяных фракций. Объем первой фракции V1 = 36 м3, ее плотность 1 = 802 кг/м3, соответственно для второй фракции V2 = 76,5 м3, 2 = 863 кг/м3. Найти массовую долю каждой фракции. Массовое содержание изо-октана в эталонной смеси – 70 %, н-гептана – 30 %. Определить молярные доли компонентов. Углеводородный газ, служащий бытовым топливом, имеет следующее массовое содержание углеводородов: этан – 2 %, пропан – 76%, бутаны – 21 %, пентаны – 1 %. Найти массовый состав смеси. При каталитическом крекинге масляной фракции получены продукты:
Определить молярные доли компонентов. Дана смесь двух бензиновых фракций самотлорской нефти, имеющих следующие характеристики:
Найти среднюю молярную температуру кипения смеси. Определить молярную температуру кипения масляного погона, если известен его состав:
Имеется смесь двух нефтяных фракций:
Найти объемный состав и среднюю молярную температуру кипения смеси. Определить истинную теплоемкость бензиновой фракции плотностью  при температуре 70 °С.Какова истинная теплоемкость мазута (  ), нагретого до 200 °С?Найти среднюю теплоемкость масляного погона (  ) в интервале температур нагрева 200 – 250 °С.Определить среднюю теплоемкость фракции реактивного топлива (  ) в процессе охлаждения с 75 до 35 °С.Бензиновая фракция (  ) нагрета до 140 °С. Определить теплоемкость ее паров при этой температуре.Какова теплоемкость паров масляного погона (  ) при 350 °С?Пользуясь номограммой (прил. 13), найти теплоемкость жидкой нефтяной фракции (  ) и ее паров при температуре 190 °С.При температуре 200 °С компонент дизельного топлива (  ) находится в парожидкостном состоянии. Найти теплоемкости жидкой и паровой фаз.Найти теплоемкость смеси, которая состоит из 250 кг фракции I (с=2,43 кДж/(кгК)), 700 кг фракции II (с=2,11 кДж/(кгК)) и 350 кг фракции III (с=1,96 кДж/(кгК)). Средняя молярная температура кипения легкой нефтяной фракции равна 86 °С, ее плотность  . Определить теплоту испарения фракции.Определить теплоту испарения н-гептана при 90 °С, если его температура кипения 98,4 °С и плотность  .Определить энтальпию при 300 °С масляного дистиллята, если его плотность  .Фракция дизельного топлива выходит из атмосферной колонны с температурой 20 °С. Определить энтальпию фракции, если ее  .Пары легкой бензиновой фракции (  ) покидают колонну с температурой 110 °С. Определить энтальпию паров.Широкая масляная фракция (  ) поступает в качестве сырья в реактор каталитического крекинга при температуре 490 °С. Рассчитать энтальпию ее паров.В теплообменник поступает 12000 кг/ч дизельной фракции (  ). Рассчитать тепловой поток, который требуется для нагревания фракции от 90 до 150 °С.Приведите химический состав нефти. Каковы причины появления серы в нефтях, нефтяных фракциях? Почему нежелательно присутствие соединений серы в нефтях и нефтяных фракциях? Перечислите способы определения содержания соединений серы в нефтях и ее фракциях. Какова причина коррозии металлов в присутствии соединений серы? Что такое кислотное число? Какие соединения вызывают повышение кислотности нефти и нефтепродуктов? Чем вызвана щелочность нефти? Почему кислотность и щелочность нефтей должны постоянно контролироваться? Какова причина появления ненасыщенных соединений в нефтепродуктах? Что такое иодное число? Каков механизм взаимодействия иода с ненасыщенными соединениями? Дайте определение бромного числа. Приведите реакцию присоединения брома к пропилену. Почему при бромировании используют не раствор брома, а брмид-броматную смесь? Химический состав нефти. Какие ароматические углеводороды входят в состав нефти? Каковы области их использования? Какие функциональные соединения входят в состав нефти? Их характеристики и прикладное значение. Приведите пример углеводородов смешанного строения, входящих в состав нефти. Классификация смолисто-асфальтеновых фракций. Минеральные компоненты нефти. Порфириновые комплексы ванадия и никеля. Влияние микроэлементов на процессы нефтепереработки и эксплуатационные качества продуктов. Процессы переработки нефти и нефтяных фракций Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев. Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов). Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли. Переработка нефти на нефтепродукты включает ее подготовку и процессы первичной и вторичной переработки. Подготовка нефти к переработке Подготовка нефтиставит целью удаление из нее механических примесей, воды и растворенных солей, стабилизацию. Эти операции проводят как непосредственно на нефтяных промыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ – 50 – 100 м3/т, воду – 200 – 300 кг/т, минеральные соли – до 10 – 15 кг/т, механические примеси. В начальный период эксплуатации месторождения обычно добывается малообводнённая нефть, но по мере её добычи обводнённость увеличивается и достигает 90 – 98 %. Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает её транспортировку и переработку. Механические примеси, состоящие из взвешенных частиц песка, глины, известняка, а также поверхностно-активных соединений нефти, адсорбируясь на поверхности глобул воды, образуют нефтяные эмульсии. На нефтепромыслах сырую нефть из группы скважин подают в трапы-газосепараторы, где за счёт последовательного снижения давления попутный газ отделяют от нефти. Затем газ частично освобождают от увлечённого конденсата в промежуточных приёмниках и направляют на газоперерабатывающий завод. После газо-сепараторов в нефтях остаётся ещё до 4 % растворённых газов. В трапах газосепараторов одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы воды, поэтому эти аппараты называют также отстойниками. Далее нефть подают в отстойные резервуары, из которых её направляют на установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы её обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Находящиеся в нефти соли NaCl, MgCl2, CaCl2 при гидролизе образуют НСl, который вызывает коррозию аппаратуры. Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, не должно быть более 50 мг/л, а в нефти на перегонку не более 5 мг/л. Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей металлов, и пресная вода, взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии примесей система нефть–вода образует труднорастворимую нефтяную эмульсию. Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимонерастворимых жидкостей, в которой одна диспергирована в другой в виде мельчайших капель (глобул). Различают два типа эмульсий: нефть в воде и вода в нефти. Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами, вещества разрушающие эмульсии – деэмульгаторами. Эмульгаторами обычно являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, парафины и церезины, а также различные органические примеси. На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонерастворимые и нефтерастворимые деэмульгаторы. Наибольшее применение нашли неионогенные деэмульгаторы. В качестве промышленных деэмульгаторов используются оксиалкенилированные органические соединения, например, оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК), с числом углеродных атомов более 20. Промышленный процесс обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется на установках ЭЛОУ (электрообезвоживающая, обессоливающая установка) в электродегидрататорах, где происходит химическая, электрическая, тепловая и механическая обработка нефтяных эмульсий. Содержание воды в нефти составляет при этом от следов до 0,1 %. Переработка нефти Первичная переработка нефтиоснована на различии физических свойств компонентов нефти: температуры кипения, кристаллизации, растворимости и т.д. и заключается в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых представляет собой смесь углеводородов. Первичная переработка не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединений. Важнейшим процессом является прямая перегонка нефти. Вторичная переработкапредставляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных методом прямой перегонки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и изменением их природы, то есть являются химическими процессами. Вторичные процессы подразделяются: а) по назначению, на: - процессы, проводимые с целью повышения выхода легкокипящих фракций за счет высококипящих (крекинг, коксование); - процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг, изомеризация); - процессы синтеза индивидуальных углеводородов (алкилирование, платформинг); - процессы удаления из нефтепродуктов примесей (гидроочистка). б) по условиям протекания, на: - термические процессы, протекающие под воздействием высоких температур и давлений; - каталитические процессы, протекающие под воздействием высоких температур в присутствии катализаторов. в) по состоянию перерабатываемого сырья, на: - процессы в жидкой фазе; - процессы в паровой фазе. Ниже приведена общая схема переработки нефти нефтепродуктов.  Рассмотрим стадии переработки нефти. Перегонка. Перегонка (фракционирование) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температурам кипения). Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для получения особо точного разделения большого количества фракций. Образовавшиеся в процессе перегонки нефти паровая и жидкая фазы подвергают ректификации в колоннах. При перегонке нефти получают: Бензин (до 170 °С). Бензиновые фракции служат сырьем во вторичных процессах: изомеризации, каталитического риформинга для производства индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов; их применяют в качестве сырья при получении этилена. Лигроин (160 – 200 °С). Лигроин направляют на риформинг с целью получения высококачественного топлива. Керосин (200 – 300 °С). Керосиновые фракции используются как топливо для реактивных двигателей в виде осветленного керосина и для производства лаков и красок (уайт-спирит). Газойль (300 – 350 °С) Служит дизельным топливом и сырьем для процессов каталитического крекинга и получения жидких парафинов (депарафинизацией). Мазут –остаток атмосферной перегонки – является сырьем для получения смазочных масел. Последние можно разделить по областям применения на группы: индустриальные – веретенное, машинное и др.; для двигателей внутреннего сгорания – автотракторные (автолы), авиационные масла и др.; трансмиссионные, турбинные, компрессорные; для паровых машин – цилиндровое и т.д. Качество масел характеризуется смазывающей способностью (снижение коэффициента трения), вязкостью, температурами застывания и вспышки, плотностью, содержанием воды, кислотностью, коксуемостью, зольностью, стабильностью. Гудрон –остаток вакуумной переработки мазута – подвергается деасфальтизации, коксованию с целью углубления переработки нефти и используется в производстве битума. Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением.При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая. Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе. Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением. Устройство и действие ректификационных колонн, их типы. Ректификация – физический метод разделения, основанный на многократном противоточном контакте жидкой и паровой фаз. При этом паровая фаза обогащается низкокипящим компонентом а жидкая – высококипящим. Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия. Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Классическая схема такой установки указана на рис. 11.  Рис. 11. Общий вид установки периодического действия Сырье поступает в перегонный куб 1 на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т.д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки. Далее на рисунке: 2 – ректификационная колонна, 3 – конденсатор-холодильник, 4 – аккумулятор, 5 – холодильник, 6 – насосы. Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема такой установки показана на рис. 12.  Рис. 12. Общий вид установки непрерывного действия Сырье через теплообменник 1 поступает в подогреватель 2 и далее на разные уровни ректификационной колонны 3. Нижние фракции разогревают в кипятильнике 4 и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник 5, и далее из аккумулятора 6 частично назад в колонну для орошения, а частично – в дальнейшую переработку легких фракций. В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента. Промышленные установки по первичной переработке нефти. Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.). В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ). Вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ). ПРАКТИКУМ Определение содержания минеральных примесей в нефтях К минеральным примесям нефти и нефтепродуктов относятся вода, соли, механические примеси, зола, а также минеральные кислоты и щелочи. Большая часть минеральных примесей содержится в сырой нефти и во время ее переработки может частично переходить в нефтепродукты. Наличие минеральных примесей усложняет переработку нефти и вредно сказывается на эксплуатационных свойствах нефтепродуктов. Примеси свободных минеральных кислот или щелочей в нефтепродуктах, особенно при повышенной температуре, вызывают коррозию металлических частей машин, двигателей и трубопроводов. Кроме того, при наличии этих примесей уменьшается стойкость нефтепродуктов к окислению. Поэтому нефтяные масла, моторные и котельные топлива даже с ничтожными следами минеральных кислот или щелочей непригодны к употреблению. 2.1. Определение содержания воды по методу Дина и Старка
Приборы, реактивы, материалы: Колбонагреватель или электроплитка, приемник-ловушка Дина-Старка, обратный холодильник, колба круглодонная вместимостью 200 мл, мерный цилиндр, кипелки, сухой бензол, нефтепродукт. Методика анализа: Прибор для определения содержания воды (рис. 13) состоит из электроплитки 1, колбы 2, приемника-ловушки 3и холодильника 4. Приемник представляет собой градуированную пробирку объемом 10 мл с конической нижней частью. Цена деления шкалы на участке от 1 до 10 мл равна 0,2 мл, а на участке от 0 до 1 мл – 0,05 мл. К верхней части пробирки припаяна отводная трубка. Приемник-ловушку присоединяют к колбе и холодильнику на шлифах. В сухую и чистую колбу 2 наливают 100 мл испытуемого нефтепродукта. Для равномерного кипения в колбу помещают несколько кусочков пемзы или стеклянных капилляров. Когда прибор собран и укреплен на штативе, пускают воду в холодильник и начинают осторожно нагревать колбу на электроплитке закрытого типа. Нагрев регулируют так, чтобы в приемник-ловушку из холодильника стекали 2 – 4 капли конденсата в 1 с. Нельзя пропускать воду через холодильник с большой скоростью, так как при этом внутри трубки холодильника может конденсироваться влага из воздуха. Через некоторое время пробирка-ловушка наполнится жидкостью, и ее избыток будет стекать обратно в колбу. Если в испытуемом нефтепродукте имеется вода, то она, испаряясь из колбы и конденсируясь в холодильнике, вместе с растворителем также попадает в ловушку, где вследствие разности удельных весов будет быстро отстаиваться в нижнем слое. Когда количество воды в ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой растворителя станет прозрачным, перегонку прекращают. Если отгоняется небольшое количество воды, растворитель иногда долго не становится прозрачным. В этом случае приемник-ловушку помещают на 20мин в горячую воду до осветления растворителя. Приставшие к стеклу ловушки капли воды сгоняют вниз при помощи тонкой стеклянной палочки. После этого измеряют объем отогнанной воды. Если обводненность нефти или нефтепродукта была более 10%, то вся вода от 100 г пробы не поместится в приемнике-ловушке. В этом случае навеску исходных веществ уменьшают до 50, 25 или даже до 10 г. Массовую долю воды Х (в %) вычисляют по формуле: Х = (V/G)*100 где V — объем воды в ловушке, мл; G—навеска испытуемого вещества, г. Результаты работы представляются в виде таблицы:
В выводе сделать заключение о содержании воды в нефти или нефтепродукте. 2.2. Определение содержания механических примесей |
