Свойства нефти
Реферат на тему: Свойства нефти
Содержание
3. Температура кипения
4. Температура застывания и плавления
5. Вязкость поверхностное натяжение
6. Поверхностное натяжение
7. Оптические свойства нефти
8. Электрические свойства
9. Теплота сгорания
10. Содержание воды
11. Содержание механических примесей
12. Содержание серы
13. Наличие хлористых и других минеральных солей
14. Содержание парафина
Введение
Нефть — это жидкое полезное ископаемое, состоящее в основном из углеводородных соединений, это жирная на ощупь жидкость, обыкновенного темно-коричневого или черного цвета, часто с зеленоватым или зеленовато-черным отливом. Консистенция нефтей различна от жидкой маслянистой до густой смолоообразной. Большинство нефтей легче воды и обладает специфическим запахом, который в случае присутствия сернистых соединений в нефти становится очень неприятным.
Измерение параметров нефти позволяет определить ее товарные качества. Некоторые параметры используются при проектировании хранилищ, нефтепроводов.
1. Удельный вес
Одним из наиболее важнейших физических параметров нефти является ее удельный вес.
Удельный вес нефтей находится в пределах 0,75-1,00 при 20 градусах. Лишь как исключения встречаются нефти с удельным весом меньше 0,75, так, например, белая нефть (месторождение Сураханы) имела удельный вес 0,71. Густые асфальтовые нефти с удельным весом более 1,00 известны в Иране (уд. вес 1,016) и США в Калифорнии (уд. вес 1,01).
Удельный вес нефти зависит от содержания в ней смолистых, от природы веществ, составляющих массу нефти, т.е. от молекулярного веса ее компонентов и присутствия в ней растворенного газа.
2. Плотность
Единица плотности в СИ — кг/м 3 . На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 о С к плотности воды при 4 о С. Относительная плотность нефти чаще всего колеблется в пределах 0,82 — 0,92. Как исключение, встречается нефть плотностью меньше 0,77 (дистилляты естественного фракционирования нефти), а также тяжелые, густые асфальтоподобные нефти, плотность которых превышает 1 (остатки естественного фракционирования). Различия в плотности нефти связаны с количественными соотношениями углеводородов отдельных классов. Нефть с преобладанием метановых углеводородов легче нефти, обогащенной ароматическими углеводородами. Плотность смолистых веществ нефти выше 1, поэтому чем больше их в составе нефти, тем выше ее плотность.
Плотность нефти зависит от соотношения количеств легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легкой нефти преобладают легкокипящие компоненты (бензин, керосин), а в тяжелых — тяжелые (масла, смолы), поэтому плотность нефти дает приближенное представление о ее составе.
В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной поверхности, так как в пластовых условиях нефть содержит растворенные газы.
Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и, наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу. Вследствие этого, данный показатель имеет особое значение при проведении операций купли-продажи для определения количества продукта на всем пути следования нефти и нефтепродуктов от места добычи до места переработки и от места переработки до потребителей.
3. Температура кипения
Температура кипения углеводорода зависит от его строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения. У нафтеновых и ароматических углеводородов (у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца)) температура кипения выше, чем у метановых, при одинаковом количестве атомов углерода. Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур — от 30 до 600 о С. Из нефти путем разгонки получают большое количество товарной продукции.
4. Температура застывания и плавления
Температура застывания и плавления различных видов нефти неодинакова. Обычно нефти в природе в жидком состоянии, однако некоторые из них загустевают при незначительном охлаждении. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние — с повышением их содержания температура застывания понижается.
5. Вязкость
Вязкость является важнейшей свойством, характеризующим эксплуатационные свойства котельных, дизельных топлив и других нефтепродуктов. Вязкостью жидкости называется ее способность оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга под влиянием действующих на них сил.
Вязкостью определяются масштабы перемещения нефти и газа в природных условиях, ее необходимо учитывать в расчетах, связанных с добычей этих полезных ископаемых.
Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. По значению вязкости судят о возможности распыления и перекачивания нефтепродуктов при транспортировке нефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д.
Среди различных групп углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, а наибольшую — нафтеновые углеводороды. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их вскипания.
Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и относительную (удельную) вязкость нефти.
Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па к взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м 2 , при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1Н. По динамической вязкости расчетным путем определяют значения рациональных дебитов скважин.
Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ — м 2 /с. Данные о кинематической вязкости используются в технологических расчетах.
При исследовании нефти обычно определяют относительную вязкость. Относительная (удельная) вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды.
Относительная вязкость нефти при различной температуре
Свойства нефти Реферат на тему: Свойства нефти Содержание 3. Температура кипения 4. Температура застывания и плавления 5. Вязкость поверхностное натяжение 6. Поверхностное
Источник: referati-besplatno.ru
Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Температура кипение нефти
Температура – кипение – нефтяная фракция
Температура – кипение – нефтяная фракция
Успешное решение главной задачи отечественной нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности – углубление переработки нефти связано прежде всего с разработкой рациональных схем переработки тяжелых нефтяных остатков, С ростом температуры кипения нефтяных фракций возрастает вязкость. Поэтому в настоящее время в СССР и за рубежом проявляется всевозрастающий интерес н термическим процессам замедленному коксованию, термическому крекингу висбрекингу. [31]
С) и при перегонке нефти юпадают в бензиновые фракции. С повышением температуры кипения нефтяных фракций количество тиоалканов уменьшается, и ао фракциях выше 300 С они практически отсутствуют. При нагревании они образуют серу, сероводород и меркаптаны. [32]
Смолы керосиновой фракции или фракции дизельного топлива представляют собой подвижную темно-желтую жидкость. С повышением температуры кипения нефтяной фракции входящие в ее состав смолы приобретают более темный цвет и более густую консистенцию. [33]
Вполне понятно, что наилучшего разделения компонентов достигают при разгонке нефтяных газов и петролейного эфира, состав которых несложен. С повышением температуры кипения нефтяных фракций их состав усложняется, растет число изомеров, сближаются точки юшення углеводородов, образуются трудпоразделимые смеси. Кроме того, ароматические углеводороды, присутствующие в нефти, дают, как известно, с углеводородами других классов азеотропные смеси. Все это приводит к размазыванию углеводородов по разным фракциям. Во всех этих методах ректификации занимает большое место. [34]
По молекулярному весу смолы различных дистиллятов значительно отличаются друг от друга. С повышением температуры кипения нефтяной фракции молекулярный вес содержащихся в ней смол растет. Средний молекулярный вес смол всегда выше среднего молекулярного веса нефтяной фракции, из которой эти смолы выделяются. По элементарному составу смолистые продукты различных фракций нефти также отличаются друг от друга: с повышением температуры кипения дистиллятов в смолах увеличивается содержание углерода и снижается количество кислорода и серы. [35]
Температуры вспышки, полученные двумя этими методами, существенно отличаются друг от друга: в открытом тигле она всегда выше, чем в закрытом, где пары накапливаются быстрее и горючая смесь образуется при более низкой температуре. С повышением температур кипения нефтяной фракции эта разница возрастает. [36]
Эти формулы принадлежат к тому же типу, который был установлен ранее для моноциклических нафтенов С13Н26 из нефти Понка Сити. По мере увеличения температуры кипения нефтяных фракций содержание в них моноциклических нафтенов падает, в то время как доля би – и полициклических компонентов постепенно возрастает. [37]
Кислые эфиры, образующиеся при очистке нефтепродуктов в главной массе переходят в кислый гудрон. Содержание растворенных эфиров повышается с повышением температуры кипения нефтяных фракций. [38]
Наибольшее количество нейтральных смол встречается в неф-тях, богатых ароматическими углеводородами. Содержание смол в дестиллатах увеличивается по мере возрастания температуры кипения нефтяных фракций. [40]
Аналогично нафтеновым, ароматические углеводороды в нефти представлены разными рядами, соответствующими моноциклическим углеводородам ряда бензола, бициклическим ряда нафталина, три – и тетрациклическим. Как общее правило, содержание ароматических углеводородов возрастает вместе с температурой кипения нефтяных фракций и, в среднем, составляет до 25 % в самых высококипящих фракциях. Так как во многих нефтях метановые углеводороды выклиниваются в области высших фракций, последние рассматриваются как смеси из полиметиленовых и ароматических углеводородов. [41]
Тиалканы содержатся преимущественно в парафинистых нефтях, а циклические – в нафтеновых и нафтено-ароматических. Тиоалканы С2 – С7 имеют низкие температуры кипения ( 37 – 150 С) и при перегонке нефти попадают в бензиновые фракции. С повышением температуры кипения нефтяных фракций количество тиоалканов уменьшается, и во фракциях выше 300 С они практически отсутствуют. При нагревании они образуют серу, сероводород и меркаптаны. [42]
Тиалканы содержатся преимущественно в парафинистых нефтях, а циклические – в нафтеновых и нафтено-аромати-ческих. С) и при перегонке нефти попадают в бензиновые фракции. С повышением температуры кипения нефтяных фракций количество тиоалканов уменьшается, и во фракциях выше 300 С они практически отсутствуют. При нагревании они образуют серу, сероводород и меркаптаны. [43]
Существует множество эмпирических формул и графиков для пересчета температур кипения с вакуума на атмосферное или иное давление. Однако наибольшую сходимость с опытом дает приведенный выше график Кокса. Для пересчета температур кипения нефтяных фракций с глубокого вакуума ( вычисляемого сотыми долями миллиметра остаточного давления) на атмосферное или другое давлешгз пользуются графиком фиг. [44]
Тиоалканы содержатся преимущественно в парафинистых нефтях, а циклические – в нафтеновых и нафтено-ароматических. Тиоалканы С2 – С7 имеют низкие температуры кипения ( 37 – 150 С) и при перегонке нефти попадают в бензиновые фракции. С повышением температуры кипения нефтяных фракций количество тиоалканов уменьшается, и во фракциях выше 300 С они практически отсутствуют. При нагревании они образуют серу, сероводород и меркаптаны. [45]
Страницы: 1 2 3 4
Температура – конец – кипение – бензин
Температура – конец – кипение – бензин
На нагарообразование большое влияние оказывает температура конца кипения бензина. [16]
Такая линеаризованная модель предлагается в работе [57], где температура конца кипения бензина рассматривается как линейная функция температуры и давления верха колонны К1, температуры и расхода острого орошения в К1, а также температуры и уровня середины кипящего слоя в реакторе. [17]
Как известно, в процессе каталитического риформинга за счет ароматизации температура конца кипения бензина возрастает. И в отличие от бензинов прямой перегонки и термического крекинга именно в высококипящих фракциях бензинов риформинга концентрируются наиболее высокооктановые углеводороды. Снижение температуры конца кипения бензинов риформинга ухудшает их детонационную стойкость. [18]
Для бензинов, изготовленных с применением компонентов каталитического реформинга, допускается температура конца кипения бензина летнего вида – не выше 205 С, бензина зимнего вида – не выше 195 С. [19]
В отобранных пробах определяют объемный вес, температуру вспышки дизельного топлива, температуру конца кипения бензина, проверяют сходимость результатов анализов с данными анализов по резервуарам; при обнаружении расхождений выясняют причины и принимают меры к устранению расхождений. [20]
Износ деталей цилиндро-поршневой группы и экономичность работы двигателя связаны с температурой перегонки 90 % об. и температурой конца кипения бензина. Бензин с повышенными значениями этих показателей содержит большее количество тяжелых фракций, полностью не испаряющихся во впускном трубопроводе и поступающих в цилиндр. Жидкая пленка бензина смывает масло со стенок цилиндра, вытекает через зазоры поршневых колец в картер, понижает вязкость масла и его смазочную способность. [21]
Сопоставляя выходы бензина, следует учитывать не только характер сырья и глубину его крекинга, но и температуру конца кипения отбираемого бензина. [22]
Формулы ( 33) и ( 34) основаны на качественных показателях ( температура вспышки дизельных топлив и температура конца кипения бензинов), которые являются наиболее чувствительными при смешении бензинов и дизельных топлив. [23]
Формулы ( 60) – ( 63) основаны на качественных показателях – температуре вспышки дизельных топлив и температуре конца кипения бензинов. [24]
Низкая кратность орошения в сочетании с низкими нагрузками создает неблагоприятные условия для процессов ректификации на тарелках, в результате чего наблюдалось большое налегание температур конца кипения бензина и начала кипения отбензиненной нефти. [25]
В связи с образованием при предварительной гидроочистке бензинов термических процессов продуктов полимеризации и конденсации непредельных углеводородов, выкипающих на 5 – 10 С выше исходных, температура конца кипения бензинов вторичных процессов ограничивается 160 – 170 С. Увеличение доли вторичных бензинов в прямогонном сырье даже до 1 – 3 % приводит к резкому коксообразованию на катализаторе. [26]
Используя условие предыдущей задачи определить, на сколько увеличилось бы годовое число циклов последовательной перекачки бензина и дизельного топлива, а также на сколько уменьшилась бы вместимость емкость резервуарного парка ГПС, если бы нефтеперерабатывающий завод гарантировал запас качества по температуре конца кипения бензина не 3 С, а 6 С, то есть поставлял бы для перекачки бензин с температурой конца кипения 189 С против 195 С по ГОСТ. [27]
Новые схемы стабилизации позволяют проводить процесс стабилизации продуктов каталитической депарафинизации дизельных топлив на существующих установках гидроочистки дизельных топлив с минимальными затратами на их переоборудование, без дополнительных энергетических затрат, а так же повысить отбор стабильного дизельного топлива с 86 до 86 8 %, снизить температуру конца кипения бензина – отгона с 175 до 164 – 168 С. [28]
Смешением бензинов термического крекинга и прямой перегонки возможно повысить октановое число низкооктановых бензинов прямой перегонки и увеличить стабильность бензинов термического крекинга. Снижение температуры конца кипения бензинов термического крекинга значительно меньше влияет на повышение их октанового числа, чем бензинов прямой перегонки. [29]
Снижение температуры конца кипения бензинов термического крекинга значительно меньше влияет-на повышение их октанового числа, чем бензинов прямой перегонки. [30]
Страницы: 1 2 3 4
Температура – конец – кипение – бензин
Температура – конец – кипение – бензин
С увеличением содержания ароматических и олефиновых углеводородов октановое число бензина повышается, особенно при определении его исследовательским методом. Понижение температуры конца кипения бензинов каталитического крекинга мало влияет на изменение октанового числа. Содержание серы достигает 0 3 %, Приемистость бензинов одноступенчатого каталитического крекинга невелика – при добавлении 0.82 г ТЭС на 1 кг бензина она составляет 3 – 5 единиц. [31]
Однако ресурсы таких нефтей весьма ограничены, а их независимая от других нефтей переработка на заводах сопряжена со значительными трудностями. С понижением температуры конца кипения бензинов прямой перегонки их детонационная стойкость повышается. [32]
Более того, сами показатели качества одного и того же целевого продукта формируются в различных точках установки. Так, например, температура конца кипения бензина определяется режимом верха колонны Ю, температура начала кипения бензина – режимом колонны Кб. [33]
При висбрекинге полугудрона и выводе бензина с концом кипения 200 С получается крекинг-остаток со средней условной вязкостью при 80 С, равной 10 градусам Энглера. Для получения остатка с ВУ80 8 температура конца кипения бензина не должна превышать 170 С. [34]
Выбор оптимальных значений температур конца кипения и перегонки 90 % товарных бензинов в настоящее время приобретает особенно актуальное значение в связи с широким внедрением бензинов каталитического риформинга. При каталитическом риформинге бензиновых фракций в результате ароматизации конечного продукта значительно возрастает температура конца кипения бензина. При этом, в отличие от бензинов прямой перегонки, именно в хвостовых фракциях бензинов риформинга находятся наиболее высокооктановые углеводороды. Снижение конца кипения бензинов риформинга ведет к ухудшению их детонационной стойкости. Для решения этого вопроса необходимы исследовательские работы и экономические расчеты. Следует отметить, что в зарубежной практике целого ряда стран в настоящее время вырабатываются и применяются автомобильные бензины с температурой конца кипения 215 – 220 С. [35]
Выбор оптимальных значений температур конца кипения и перегонки 90 % товарных бензинов в настоящее время приобретает особенно актуальное значение в связи с широким внедрением бензинов каталитического риформинга. При каталитическом риформинге бензиновых фракций в результате ароматизации конечного продукта значительно возрастает температура конца кипения бензина. [37]
Основным фактором при определении температуры конца кипения сырья служит содержание в нем полициклических соединений, которые являются причиной коксообразования и, следовательно, дезактивации катализатора. Максимально допустимая температура конца кипения сырья обусловлена, кроме всего прочего, и требованиями к температуре конца кипения бензина риформинга. [38]
Повышение октанового числа топлива достигается увеличением содержания в нем ароматических углеводородов и парафиновых углеводородов изостроения, а также уменьшением температуры конца кипения бензинов. [39]
Рассчитано по данным перегонки по методу ASTM. Следует отметить, что температура конца кипения у этого бензина невысока. Температура ше конца кипения бензина каталитического крекинга особенно низкая. [40]
Жидкая пленка через зазоры поршневых колец может проникать в картер, при этом происходит разжижение масла. Это приводит к повышенным износам и отрицательно влияет на мощность и экономичность работы двигателя. Снижение температуры конца кипения бензинов может повысить их эксплуатационные свойства, однако это снижает ресурс бензинов. [41]
Как известно, в процессе каталитического риформинга за счет ароматизации температура конца кипения бензина возрастает. И в отличие от бензинов прямой перегонки и термического крекинга именно в высококипящих фракциях бензинов риформинга концентрируются наиболее высокооктановые углеводороды. Снижение температуры конца кипения бензинов риформинга ухудшает их детонационную стойкость. [42]
Вследствие наличия последних бензины одноступенчатого каталитического крекинга обладают пониженной химической стабильностью, в них необходимо добавлять антиокислитель. С увеличением содержания ароматических углеводородов октановое число бензина повышается, особенно по исследовательскому методу. Понижение температуры конца кипения бензинов каталитического крекинга мало влияет на повышение октанового числа. [43]
В этих бензинах содержится 5 – 11 % ароматических углеводородов, 10 – 30 % нафтеновых, 60 – 80 % нормальных парафиновых, 1 2 % олефиновых и 0 048 – 0 2 % серы. Бензины прямой перегонки высокостабильны и содержат мало фактических смол. Снижение температуры конца кипения бензинов прямой перегонки повышает их детонационную стойкость. [45]
Температура – кипение – нефтяная фракция Температура – кипение – нефтяная фракция Cтраница 3 Успешное решение главной задачи отечественной нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности – углубление переработки……
Источник: badtea4er.ru
Инструменты пользователя
Инструменты сайта
Содержание
Атмосферная перегонка
Для сравнения рассмотрим воду. Нагреем сосуд с водой до 100°С (212°F) и сохраним подогрев. Что произойдет? Вода начнет кипеть и постепенно испаряться, и, в конце концов, если продолжать нагревание, она вся выкипит.
Углеводороды же входящие в состав нефти имеют разную температуру кипения. Заполним сосуд сырой нефтью средней плотности. Затем поднесем к нему горелку и начнем нагревать нефть. Когда температура достигнет 65°С (150°F), сырая нефть закипит. Теперь мы продолжим нагревание, так чтобы температура оставалась на этом уровне. Через некоторое время мы заметим, что нефть перестала кипеть.
Следующий шаг состоит в том, чтобы прибавить пламя горелки и нагреть нашу нефть приблизительно до 230°С (450°F). Она снова начнет кипеть, а через некоторое время опять перестанет.
Такие шаги можно повторять снова и снова, и все меньше нефти будет оставаться в сосуде. Возможно, Вы уже поняли, что происходит. На первой стадии испарились соединения с температурами кипения ниже 65°С (150°F); те, что кипят в интервале от 65 до 230°С (450°F), испарились на второй стадии, и так далее. 1)
Таким образом мы получили так называемую кривую разгонки нефти. Это график, на одной оси которого откладывается температура, а на другой — общий объемный процент выкипевшей нефти. Каждый вид сырой нефти характеризуется своей собственной уникальной кривой разгонки, которая помогает определить, какие химические соединения содержит данная нефть. Как правило, чем больше атомов углерода в соединении, тем выше его температура кипения.
Фракция (или погон) объединяет все соединения, которые кипят между какими-либо двумя температурами, а эти температуры называют границами кипения фракции или пределами выкипания.
Обычно сырая нефть содержит следующие фракции:
Важно отметить, что различные нефти сильно различаются по составу. В легких нефтях обычно больше бензина, нафты и керосина, а в тяжелых — газойля и мазута. Возможно, Вы уже пришли к выводу, что вес и температура кипения соединения взаимосвязаны. Это и в самом деле так. В целом, чем тяжелей соединение, тем выше его температура кипения. И наоборот, чем выше границы кипения фракции, тем тяжелее фракция.
Говоря о перегонке нефти, Уильям Д. Леффлер в своей книге «Переработка нефти» приводит простую аналогию с самогонным аппаратом, который представляет собой простой перегонный куб, чтобы отделить светлый продукт от негодного остатка.
После ферментации кислого сусла, то есть когда прошла медленная биохимическая реакция с образованием спирта, смесь нагревают до начала кипения спирта. Светлый продукт испаряется. В виде пара он оказывается легче жидкости. Поэтому он перемещается вверх, отделяется от жидкости и попадает в холодильник, где охлаждается и снова превращается в жидкость (конденсируется). То, что остаётся в кубе, выбрасывают, а то, что ушло вверх, разливают в бутылки. Описанный процесс является простой перегонкой. 2)
Простейший процесс перегонки, происходящий на НПЗ, можно описать следующим образом.
Сырьевой насос перекачивает нефть (сырьё) из складского резервуара в систему (см. рисунок). Сначала нефть проходит через теплообменники, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций 3) , а затем поступает в трубчатую печь, в которой нагревается до порядка 385 °С (при этой температуре, как правило, испаряется больше половины нефти).
Потом сырьё поступает в ректификационную колонну снизу. Внутри неё находится набор тарелок 4) , в которых проделаны отверстия, через которые нефть поднимается наверх. Когда смесь пара и жидкости поднимается по колонне, то более плотная и тяжёлая часть отделяется и опускается на дно, а лёгкие пары поднимаются вверх, проходя через тарелки (см. рисунки ниже).
Отверстия в тарелках снабжены барботажными 5) колпачками. Они нужны для того, чтобы пары, поднимающиеся через тарелки, барботировали через слой жидкости толщиной около 10 см, находящийся на тарелке. Это пробулькивание газа через слой жидкости и составляет суть ректификации: горячие пары при температуре не ниже 400 °С проходят через жидкость. При этом тепло передается от паров к жидкости, а пузырьки пара несколько охлаждаются и часть УВ из них переходит в жидкое состояние. По мере переноса тепла от паров к жидкости, температура паров снижается. Так как температура жидкости ниже, некоторые соединения в парах конденсируются (сжижаются). После того как пары прошли через слой жидкости и потеряли часть более тяжёлых УВ, они поднимаются к следующей тарелке, где повторяется тот же процесс.
Тем временем количество жидкости на каждой тарелке растёт за счёт УВ, конденсирующихся из паров. Поэтому для поддержания необходимого уровня жидкости на тарелке ее снабжают переливной перегородкой, образующей сливной стакан, позволяющий избытку жидкости перетекать вниз на следующую тарелку. На различных уровнях колонны имеются боковые отводы для отбора фракций – более лёгкие продукты отбираются в верхней части колонны, а тяжёлая жидкость выходит внизу.
В действительности, некоторые молекулы несколько раз путешествуют туда и обратно – в виде пара поднимаются на несколько тарелок вверх, затем конденсируются и стекают уже как жидкость на несколько тарелок вниз через сливные стаканы. Именно эта промывка пара жидкостью за счёт противотока и обеспечивает чёткое разделение фракций. За один проход это было бы невозможно.
Орошение и повторное испарение – дополнительные операции, происходящие вне ректификационной колонны для более успешного проведения процесса перегонки. Чтобы тяжёлые продукты случайно не попали в верхнюю часть колонны вместе с лёгкими фракциями, пары периодически направляют в холодильник. Вещества, которые конденсируются в холодильнике, снова поступают на одну из расположенных выше тарелок в виде жидкости – это орошение ректификационной колонны (см. рисунок ниже). Возвращенную в жидком состоянии часть верхнего продукта, которая стекает на нижележащие тарелки, также называют флегмой. 6)
И наоборот, некоторое количество лёгких УВ может быть увлечено током жидкости в нижнюю часть колонны вместе с тяжёлыми продуктами. Чтобы избежать этого, жидкость, выходящую через боковой отвод, снова пропускают через нагреватель. В результате остатки лёгких УВ отделяются и повторно поступают в ректификационную колонну в виде пара – это повторное испарение. Преимущество такой схемы – небольшая часть общего потока сырой нефти должна повторно перерабатываться для дополнительного возвращения продукта и не нужно снова нагревать всю нефть (экономия энергии и денег).
Орошение и повторное испарение также используются и в средней части колонны. Повторно испаренная фракция, которая поступает в колонну, вносит туда дополнительное тепло, что помогает лёгким молекулам отправиться в верхнюю часть колонны. Точно так же орошение предоставляет тяжёлым молекулам, которые случайно оказались выше, чем им положено, последний шанс сконденсироваться в жидкость. 7)
В результате атмосферной перегонки происходит отвод следующих фракций.
Инструменты пользователя Инструменты сайта Содержание Атмосферная перегонка Для сравнения рассмотрим воду. Нагреем сосуд с водой до 100°С (212°F) и сохраним подогрев. Что
Источник: wiki.unitechbase.com
Нефть – это природная горючая маслянистая жидкость, распространенная в осадочной оболочке Земли; важнейшее полезное ископаемое. В состав нефти входит смесь углеводородов самого разнообразного строения. Их молекулы представляют собой и короткие цепи атомов углерода, и длинные, и нормальные, и разветвленные, и замкнутые в кольца, и многокольчатые. Путем перегонки из нее получают различные продукты нефти: бензин, реактивное топливо, осветительный керосин, дизельное топливо, мазут”.
Свойства нефти
Кроме углеводородов в состав нефти входит небольшое количество кислородных и сернистых соединений и совсем немного азотистых. Нефть и газ встречаются в земных недрах как вместе, так и раздельно. Нефть включает в себя большую и сложную группу жидких, газообразных и твердых углеводородов, т.е. соединения углерода и водорода, а также иных примесей (азот, кислород и серу).
По свойствам нефть немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения. Среди определенных свойств нефти нет цвета – она варьирует от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной, а по свойствам плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3).
Различают легкую (0,65-0,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (10 400-11 000 ккал/кг).
Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.
Состав нефти
В составе нефти выделяют углеводородную, асфальтосмолистую и зольную составные части. Также в составе нефти также выделяют порфирины и серу. Углеводороды, содержащиеся в нефти, подразделяют на три основные группы: метановые, нафтеновые и ароматические. Метановые (парафиновые) углеводороды химически наиболее устойчивы, а ароматические – наименее устойчивы (в них минимальное содержание водорода). При этом ароматические углеводороды являются наиболее токсичными компонентами нефти. Асфальтосмолистая составная нефти частично растворима в бензине: растворяемая часть – это асфальтены, нерастворяемая – смолы. Интересно, что в смолах содержание кислорода достигает 93% от его общего количества в составе нефти. Порфирины – это азотистые соединения органического происхождения, они разрушаются при температуре 200-250°С. Сера присутствует в составе нефти либо в свободном состоянии, либо в виде соединений сероводородов и меркаптанов. Сера является наиболее широко распространённой коррозийной примесью, которую нужно удалять на нефтеперебатывающем заводе. Поэтому цена на нефть с высоким содержанием серы оказывается на много ниже, чем на низкосернистую нефть.
Зольная часть состава нефти – это остаток, получаемый при ее сжигании, состоящий из различных минеральных соединений.
Сырая нефть и ее характеристики
Сырой нефтью называют нефть, получаемую непосредственно из скважин. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима промышленная обработка сырой нефти: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава сырой нефти, т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке сырой нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы. Очищенную от примесей, воды и газов сырую нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты.
Важнейшими характеристиками свойств сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей.
Плотность нефти, зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность нефти, выраженная в г/см3, так и плотность нефти, выраженная в единицах Американского института нефти – API, измеряемая в градусах.
Относительная плотность = масса соединения/ масса воды
API = (141,5/ относительная плотность) – 131,5,
Нефть
Относительная плотность, г/см3
Нефть / 7. Межрыночный анализ Forex / Учебник Форекс
Источник: enc.fxeuroclub.com
Характеристики сырой нефти
Сырой нефтью называют нефть, получаемую непосредственно из скважин. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья.
Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима промышленная обработка сырой нефти: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ.
Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава сырой нефти, т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке сырой нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы. Очищенную от примесей, воды и газов сырую нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты.
Важнейшими характеристиками свойств сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей.
Плотность нефти, зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность нефти, выраженная в г/см3, так и плотность нефти, выраженная в единицах Американского института нефти – API, измеряемая в градусах.
Относительная плотность = масса соединения/ масса воды
API = (141,5/ относительная плотность) – 131,5,
По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе сырой нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность сырой нефти указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая – на большее содержание парафиновых углеводородов. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта сырой нефти (российская Siberian Light). Чем меньше плотность сырой нефти, тем легче процесс ее переработки нефти и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов.
По содержанию серы сырую нефть в Европе и России подразделяют на малосернистую (до 0,5%), сернистую (0,51-2%) и высокосернистую (более 2%), в США – на сладкую (до 0,5%), среднесладкую/ среднекислую (0,51-2%) и кислую (более 2%). Классификация, принятая в США, кажущаяся на первый взгляд необычной, имеет, однако, прямое отношение к вкусу. На заре добычи нефти в Пенсильвании, получаемый из нее керосин использовался в качестве лампового масла для освещения помещений. Керосин с большим содержанием серы давал отвратительный запах при сгорании, поэтому больше ценился керосин с низким содержанием серы, сладкий на вкус. Отсюда и произошла эта терминология.
Нефть является смесью нескольких тысяч химических соединений, большинство из которых – комбинация атомов углерода и водорода – углеводороды; каждое из этих соединений характеризуется собственной температурой кипения, что является важнейшим физическим свойством нефти, широко используемым в нефтеперерабатывающей промышленности. На каждой из стадий кипения нефти испаряются определенные соединения, этот процесс называют перегонкой нефти. Соединения, испаряющиеся в заданном промежутке температуры, называются фракциями, а температуры начала и конца кипения – границами кипения фракции или пределами выкипания. Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами. Фракция, выкипающая выше 350°С, является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции – темные. Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования.
Как правило, сырая нефть содержит следующие фракции из которых потом получаются и основные продукты нефти:
Характеристики сырой нефти Сырой нефтью называют нефть, получаемую непосредственно из скважин. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также
Источник: rikon.su
Станьте первым!