СРЕДНЯЯ ТЕМПЕРАТУРА КИПЕНИЯ (ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ). Температура кипения сырой нефти


Как правило, сырая нефть содержит: мазут

Как правило, сырая нефть содержит:

  • мазут - температура кипения выше 430 °С;
  • газойль - 230- 430 °С;
  • керосин- 160-230 °С;
  • нафта- 105-160 °С;
  • бензин- 32-105°С;
  • углеводородные газы - ниже 32 "С.

Различные типы нефти сильно различаются по составу. В лег­кой нефти обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяже­лой - газойля и мазута. Наиболее распространена нефть с содер­жанием бензина 20-30 %.

Качество нефти связано также с содержанием в ней воды и механических примесей. Вода не только осложняет переработку нефти, но и ухудшает качество нефтепродуктов, снижая тепло­проводную способность и вызывая коррозию металлических дета­лей оборудования. Механические примеси (песок, глина и части­цы твердых пород) снижают производительность нефтяного обо­рудования.

Кроме всего перечисленного качество нефти характеризуется вязкостью. Чем вязкость меньше, тем легче осуществляются транс­портирование нефти по трубопроводам и ее переработка.

В мировой практике различие в ценах на нефть определяется содержанием в ней светлых нефтепродуктов, а качество оценива­ется по плотности и содержанию серы. Нефть - это биржевой товар. На мировых рынках торгуют де­сятью общепризнанными марками, наиболее известными из кото­рых являются WTI (Западно-Техасская средняя), котируемая на Нью-Йоркской бирже NYMEX (New York Merchandise Exchange), и Brent, котируемая на Лондонской бирже IPE (International Petroleum Exchange). Обе марки котируются также на Сингапур­ской бирже SIMEX. Страны ОПЕК (Организация стран-экс­портеров нефти) реализуют сорта Saharan Blend (Алжир), Minas (Индонезия), Bonny Light (Нигерия), Arabian Light (Саудовская Аравия), Dubai (ОАЭ), Tia Juana (Венесуэла) и Isthmus (Мекси­ка).

Россия экспортирует нефть под двумя марками, являющимися смесью различных сортов, - Urals и Siberian Light. Urals - основ­ная российская экспортная нефть. Siberian Light - выше каче­ством и ценится немного дороже. В основном российская нефть поставляется в Европу. Цена на нефть марки Urals сильно зависит от объема поставок нефти Ираком, так как иракская нефть Kirkuk по качеству близка к российской.

Экспортная российская нефть классифицируется по физико-химическим свойствам в соответствии с ТУ 39-1623-93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта». По содержанию серы определяется класс нефти. По выходу фракций, выкипающих при температуре до 350 "С, нефть подразделя­ется на типы. По потенциальному содержанию масел идет клас­сификация нефти на группы. По индексу вязкости масел нефть делится на подгруппы. Виды нефти характеризуются содержанием алканов и парафинов.

Эта технологическая классификация может быть использована при сортировке нефти и оценке качества получаемых из нее неф­тепродуктов. Существенное значение она приобретает в связи с ужесточением требований Европейского союза к экологичес­ким характеристикам продукции, получаемой при переработке нефти. Несоблюдение этих требований может привести к сокра­щению экспортных возможностей нефтедобывающей и нефтепе­рерабатывающей отраслей. В связи со значимостью для экономики России нефтяного экспорта необходимо рассмотреть ситуацию с объемом добычи, внутренним потреблением и экспортными ре­сурсами страны.

На территории России открыто около 2000 нефтяных и нефте­газовых месторождений. Наиболее старыми и истощенными райо­нами нефтедобычи являются Урало-Поволжский район, Север­ный Кавказ и остров Сахалин. На пике своего развития находятся месторождения Западной Сибири и Тимано-Печорского региона. Начинают осваиваться месторождения Восточной Сибири и Даль­него Востока, а также шельфы российских морей. Наиболее перс­пективны при условии крупных капиталовложений Юрубчено-Та-хомская нефтегазоносная зона (Эвенкийский АО), Среднеобин-ское и Талаканское нефтегазовые месторождения (Республика Саха), Верхнечонское нефтегазовое месторождение (Иркутская обл.) и месторождения Красноярского края.

По прогнозу добыча нефти в России к 2020 г. может составить 600 млн т в год. Пока же объем добычи составляет около 350 млн т (10 % мировой добычи), из них более 40 % поставляются на экс­порт. Сегодня Россия по объемам добычи занимает третье место в мире после Саудовской Аравии и США. Доказанные запасы нефти в России составляют 6,6 млрд т, или 5 % мировых запасов. Однако уровень потребления нефти в стране остается крайне низким: его показатель на душу населения в 1,8 раза ниже, чем в странах ЕС, в 3 раза ниже, чем в Канаде, и в 3,5 раза ниже, чем в США.

Восстановление отечественной нефтедобывающей промышлен­ности началось после экономического кризиса 1998 г., когда в результате девальвации рубля и снижения издержек на нефтедо­бычу, а также роста цен на нефть на мировом рынке значительно увеличились инвестиции в нефтяной бизнес.

Существенным препятствием для России на пути к увеличе­нию поставок нефти на мировой рынок являются ограниченные транспортные мощности. Основные магистральные трубопроводы ориентированы на старые районы добычи, а транспортная систе­ма, связывающая новые, перспективные месторождения с потре­бителями, развита недостаточно. Однако ввод в эксплуатацию в 2001 г. двух новых трубопроводных систем - Каспийского трубо­проводного консорциума (КТК) и Балтийской трубопроводной системы (БТС) - обеспечил дополнительные экспортные марш­руты через Черное и Балтийское моря.

Нефтяной комплекс России - это 11 крупных нефтяных ком­паний, на долю которых приходится 90,8 % общего объема неф­тедобычи, и 113 мелких компаний. Нефтяные компании осуще­ствляют полный комплекс работ - от разведки, добычи и пере­работки нефти до ее транспортирования и сбыта нефтепродуктов. Крупнейшими российскими компаниями являются ЛУКОЙЛ, ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз», «Сибнефть», «Татнефть», «Рос­нефть».

Конъюнктура рынка нефти и нефтепродуктов свидетельствует о предпочтительности экспортных поставок не сырья, а конечной продукции нефтепереработки и нефтехимии с высокой степенью технологической обработки. Экономически развитые страны, не располагающие собственными значительными запасами нефти (Япония, Германия) либо поддерживающие уровень ее добычи на оптимальном для своей экономики уровне (США), перерабатывают собственную и в основном закупаемую нефть в объемах, сопоставляемых (Япония, Германия) или значительно превышающих (США) российские.

Это объясняется тем, что после Второй мировой войны страны Западной Европы стали стремиться импортировать не готовые нефтепродукты, а сырую нефть и перерабатывать ее на собственных заводах, так как это значительно выгоднее. Анализ положения отрасли в условиях рыночных отношений показывает необходимость регулирования наиболее важных процессов, направленных на привлечение средств для технической модерни-зации производства.

Одним из эффективных рычагов государствен-ного регулирования являются меры таможенной политики приме-нительно к нефтеперерабатывающей промышленности.

2.1. Переработка нефти и нефтепродуктов

Российская нефтеперерабатывающая промышленность обладает огромным производственным потенциалом. Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов превышает 260 млн т. Отрасль имеет квалифицированную рабочую силу и запасы сырья. Однако объем переработки нефти составляет менее 65 % от уровня конца 80-х - начала 90-х годов прошлого столетия. По масштабам фак­тической нефтепереработки Россия переместилась со второго ме­ста после США на четвертое, пропустив вперед Японию и Китай. По уровню потребления нефтепродуктов наша страна находится на четырнадцатом месте.

Основная часть технологических установок введена в 50-70-х годах прошлого века, свыше 80 % оборудования физически и мо­рально устарело. Современные мощности по переработке нефти вводились в строй в бывших республиках СССР, в результате в Российской Федерации остались устаревшие технологии.

Это привело к тому, что средняя глубина переработки нефти на российских нефтеперерабатывающих заводах составляет при­мерно 70 %. Глубина переработки нефти (ГПН) - показатель, характеризующий эффективность использования сырья. Общепри­нятого определения этого показателя не существует. У нас в стра­не ГПН определяют как суммарный выход (в %) на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка. По величине ГПН можно (пусть косвенно) судить о насыщенности нефтепере­работки вторичными процессами и структуре ассортимента неф­тепродуктов. Чем выше ГПН, тем больше нефтепродуктов полу­чают из тонны сырья. Для сравнения в США этот показатель со­ставляет около 90 %, а на лучших американских заводах даже 98 %. Такое положение с ГПН сложилось исторически, в связи с по­требностью в мазуте как топливе.

Дальнейшее развитие отрасли требует ее модернизации и тех­нического перевооружения.

По официальным данным Госкомстата России, производством нефтепродуктов занято 65 нефтеперерабатывающих заводов. Боль­шинство из них входят в состав крупных нефтяных компаний. Для нефтяного комплекса России характерна соизмеримость мощнос­тей добычи и переработки нефти в отличие от США и Западной Европы, где перерабатывающая промышленность по объему по­чти в три раза превышает нефтедобычу. Для России эта соразмер­ность - предпосылка стабильного функционирования обеих от­раслей в условиях постоянно меняющихся мировых цен на нефть. Однако формированию оптимального соотношения производства и экспорта мешает ряд причин. Во-первых, российские нефтяные компании зачастую не заинтересованы в продаже товарных неф­тепродуктов, так как их производство требует больших затрат на модернизацию. Во-вторых, западные компании заинтересованы в загрузке собственных перерабатывающих мощностей, а значит, в закупке сырой нефти. В-третьих, экспорт товарных нефтепродук­тов из России затруднен из-за их невысокого качества. Так, даже экспортное дизельное топливо из России с содержанием серы не более 0,05 % используется на одном из заводов Западной Европы только в качестве сырья для получения и последующего экспорта в Северную Европу специального дизельного топлива «Ситиди-зель» с цетановым числом 53, содержанием серы 0,005 % и аро­матических углеводородов менее 20 %.

Кроме того, приходится учитывать, что в 2005 г. в США и За­падной Европе будут введены еще более жесткие требования к качеству нефтепродуктов, а это может привести к дополнитель­ным технологическим трудностям для российских предприятий и затруднить экспорт продуктов нефтепереработки.

Нефтепереработка - это многоступенчатый процесс физичес­кой и химической обработки сырой нефти, результатом которого является получение комплекса нефтепродуктов (рис. 1).

Переработку нефти осуществляют методом перегонки, то есть физическим разделением нефти на фракции. Различают первич­ную и вторичную переработку нефти. При первичной перера­ботке из нефти удаляют соли и воду.

Эффективное обессоливание позволяет уменьшить коррозию оборудования, предотвратить раз­рушение катализаторов, улучшить качество нефтепродуктов. За­тем в атмосферных или вакуумно-атмосферных ректификацион­ных колоннах нефть разделяется на фракции. Их используют как готовую продукцию, например низкооктановые бензины, дизель­ное топливо, керосин, или направляют на последующую перера­ботку.

Сырая нефть
Топливо Нефтехимические продукты Топливо и масла
Моторное топливо Котельное топливо Моторное топливо Смазочные масла
\ \
Топливо

Нефтехимическое сырье

Продукция нефтехимического

синтеза

Масла
Рис. 1. Основные продукты нефтепереработки

Вторичная переработка нефти обеспечивает химическое пре­вращение, вплоть до деструкции молекул, полученных при пер­вичной переработке фракций (дистиллятов) в целях увеличения содержания в них углеводородов определенного типа.

Основным методом вторичной переработки нефти является крекинг - тер­мический, каталитический и гидрокрекинг.

Крекинг - это про­цесс переработки нефти и ее фракций, вызывающий распад тя­желых углеводородов, изомеризацию и синтез новых молекул. Он применяется главным образом для получения моторных топлив.

При термическом крекинге тяжелые углеводороды, входящие в состав остаточных продуктов перегонки нефти, расщепляются на легкие углеводороды. Наиболее распространенным является глу­бокий крекинг керосиногазойлевых фракций для получения бен­зина. Он проводится при температуре 500-520 °С и давлении до 5 МПа. Выход бензина при этом достигает 60-70 %.

Тяжелые нефтепродукты (мазут, гудрон и др.) подвергаются термическому крекингу низкого давления, осуществляемому при температуре 500-600 °С, или коксованию. Его проводят в целях получения газойля, используемого для производства моторных топлив, и кокса (выход до 20 %), применяемого, например, для изготовления электродов.

Может проводиться высокотемпературный крекинг, или пи­ролиз, осуществляемый при температуре 650-750 °С и давлении, близком к атмосферному. Этот процесс дает возможность перера­батывать тяжелое остаточное нефтесырье в газ, используемый в химической промышленности, а также получать ароматические углеводороды - бензол, толуол, нафталин и др.

Каталитический крекинг служит для получения дополнитель­ного количества высокооктанового бензина и дизельного топлива разложением тяжелых нефтяных фракций с применением катали-заторов. Этот процесс позволяет увеличить выход и повысить ка­чество бензина по сравнению с термическим крекингом. Для переработки средних и тяжелых нефтяных фракций с боль­шим содержанием сернистых и смолистых соединений большое распространение получил каталитический крекинг с использова­нием водорода - гидрокрекинг. При этом процессе выход светлых нефтепродуктов возрастает до 70 %, содержание серы в них сни­жается. Для переработки различных нефтепродуктов, в том числе газов и остатков нефтеперегонки, применяют крекинг с водяным паром. Его преимущества - низкое коксообразование и большой выход олефинов.

Процесс получения высокооктанового компонента автомобиль­ных бензинов путем каталитического превращения низкооктано­вых бензиновых фракций, вырабатываемых при прямой перегон­ке и крекинге, называется каталитическим риформингом.

К методам вторичной переработки нефти также относятся: ал-килирование — для получения изооктана и другого высокооктано­вого топлива, деструктивная гидрогенизация - для увеличения выхода легких и светлых нефтепродуктов, синтез углеводородов из газов — для превращения в жидкое состояние углеводородов, на­ходящихся в газах крекинга, и др.

Получаемые различными способами нефтепродукты очищаются от нежелательных примесей и смешиваются (подвергаются ком­паундированию) для получения товарных продуктов. При необ­ходимости в них вводятся специальные добавки - присадки, улуч­шающие те или иные свойства продуктов.

prosdo.ru

Фракция нефти

Проще всего с верхними фракциями. Это нефтяные газы: их раньше просто сжигали, но с развитием нефтехимии лёгкие углеводороды всё чаще используются для производства пластмасс, аэрозолей, синтетических материалов и т. д. Кроме того, сжиженные газы применяются в качестве топлива для транспорта и предприятий коммунального хозяйства.

Но если с газами всё более-менее понятно, то с другими продуктами перегонки дело обстоит сложнее. Прямогонный бензин после дополнительных процедур очистки можно поставлять на заправки, но его получается мало, примерно 20%. А что же делать с тяжёлыми фракциями, потребность в которых существенно ниже? Что делать с тяжёлым газойлем и мазутным остатком-«мармеладом»? Да-да, своё название он получил из-за сходства с густым мармеладом.

На помощь приходит крекинг (англ. cracking – расщепление) – «раскалывание» тяжёлых углеводородных молекул на лёгкие осколки полезных фракций за счёт разрыва углеродных связей C-C. Для такой операции требуется высокая температура, не менее 480°С, при которой средняя кинетическая энергия молекул превышает энергию их внутренних связей.

Первый этап крекинг-процесса – нагрев герметичного котла с мазутом до 130°C для удаления воды, воздуха и других примесей. Все они сбрасываются наружу. На заре нефтепереработки приоритетным продуктом был керосин, а лёгкие фракции, в том числе и бензиновые, рассматривались как отходы: их сжигали или выливали в водоёмы.

После очистки мазута нагрев котла усиливается, и температура его содержимого повышается до 345°C. Пары лёгких углеводородов специально не отводятся, а наоборот, по возвратным трубопроводам возвращаются в котёл, повышая давление до 5-6 атмосфер, с тем, чтобы не дать закипеть мазуту и «запустить» процесс крекинга, разрывающий тяжёлые молекулы типа алканов С20 (число атомов углерода) на обрывки С2-С18. А углеводороды С8-С10 – это и есть бензиновые фракции, а С15 – дизельные. Таким образом, крекинг увеличивает глубину переработки, доводя выход лёгких составляющих в 1,5 раза, с 40-45 до 55-60%! Результаты крекинга – остаточная фракция с температурой кипения более 350°C и нефтяной кокс, представляющий собой чистый спёкшийся углерод. Сырьём для крекинга могут быть не только тяжёлые остатки, но и сырая нефть, при этом полученный бензин обладает более высоким октановым числом, чем прямогонный аналог.

  • Химический состав нефти
  • Процесс ректификации нефти
  • разделение жидких смесей на практически чистые компоненты, отличающиеся температурами кипения, путём многократного испарений жидкости и конденсации паров.
  • Выход более легких фракций
  • Более легкие фракции поднимаются вверх по клапанам, а тяжелые оседают.
  • Выход более тяжелых фракций
  • Нагревание подаваемой нефти

oyla.xyz

СРЕДНЯЯ ТЕМПЕРАТУРА КИПЕНИЯ (ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ).

Кипение – переход жидкости в пар, происходящий с образованием в объеме жидкости пузырьков пара или паровых полостей. Пузырьки растут вследствие испарения в них жидкости, всплывают, и содержащийся в пузырьках насыщенный пар переходит в паровую фазу над жидкостью. Кипение начинается, когда при нагреве жидкости давление насыщенного пара над её поверхностью становится равным внешнему давлению. Температура, при которой происходит кипение жидкости, находящейся под постоянным давлением, называется температурой кипения (Ткип).

Температура кипения – важная физическая величина, характеризующая большинство веществ. Однако к нефти и ее фракциям она в строгом понятии применена быть не может, поскольку нефть и ее фракции – смесь очень большого количества углеводородов и других химических соединений, разделить которую на эти индивидуальные вещества невозможно.

Обычно величиной средней температуры кипения характеризуют не в целом нефть или полученный из нее нефтепродукт, интервал кипения которых составляет сотни градусов, а узкие их фракции (условные компоненты). Это деление может осуществляться тремя способами:

· по шкале температур, когда задают интервал выкипания каждой узкой фракции (обычно 10 – 20 °С) и по оси абсцисс определяют их выход – Х1, Х2, Х3 и т. д. Такой способ удобен, когда кривая ИТК охватывает интервал температур выкипания более 100 – 150°С;

· по шкале выхода фракции, когда задают выход каждой узкой фракции [обычно 5 – 10% (мас.), % (об.) или % (мольн.), в зависимости от того, как выражается выход фракций] и по оси ординат определяют интервалы их выкипания: Δ t1, Δ t2…и т. д. Такой способ удобен, когда кривая ИТК охватывает интервал температур выкипания менее 100 – 150°С;

· по точкам фактического отбора фракций при экспериментальном определении состава по ИТК, когда известны и температурный интервал отбора фракций, и их выход.

Фракция 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:

Т кипения, оС Фракции
Менее 32 Углеводородные газы (метан, этан, пропан, бутан)
32 – 105 Прямогонный бензин (газолин)
105 – 160 Нафта (тяжёлый бензин, бензино-лигроиновая фракция, лигроин)
160 – 230 Керосин
230 – 430 Газойль
Выше 430 Остаток (мазут)

 

Если сделать анализ данных газовых конденсатов, то можно сделать вывод, что в газовом конденсате 1 больше содержится растворённых газов (пропанов и бутанов) и бензиновых фракций, при этом меньше содержится керосиновых фракций. Конец кипения фракций выше, чем у оппонента, что говорит о том, что в газовом конденсате 1 присутствуют более высококипящие фракции.

В этом и состоит технологическая задача исследования углеводородного сырья – изучить компонентный и фракционный составы смеси, вычислить потенциалы различных фракций, изучить их свойства и сделать вывод – какой вид переработки необходимо запроектировать и какие цели при этом достичь.

Похожие статьи:

poznayka.org

СРЕДНЯЯ ТЕМПЕРАТУРА КИПЕНИЯ (ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ).

Кипение – переход жидкости в пар, происходящий с образованием в объеме жидкости пузырьков пара или паровых полостей. Пузырьки растут вследствие испарения в них жидкости, всплывают, и содержащийся в пузырьках насыщенный пар переходит в паровую фазу над жидкостью. Кипение начинается, когда при нагреве жидкости давление насыщенного пара над её поверхностью становится равным внешнему давлению. Температура, при которой происходит кипение жидкости, находящейся под постоянным давлением, называется температурой кипения (Ткип).

Температура кипения – важная физическая величина, характеризующая большинство веществ. Однако к нефти и ее фракциям она в строгом понятии применена быть не может, поскольку нефть и ее фракции – смесь очень большого количества углеводородов и других химических соединений, разделить которую на эти индивидуальные вещества невозможно.

Обычно величиной средней температуры кипения характеризуют не в целом нефть или полученный из нее нефтепродукт, интервал кипения которых составляет сотни градусов, а узкие их фракции (условные компоненты). Это деление может осуществляться тремя способами:

· по шкале температур, когда задают интервал выкипания каждой узкой фракции (обычно 10 – 20 °С) и по оси абсцисс определяют их выход – Х1, Х2, Х3 и т. д. Такой способ удобен, когда кривая ИТК охватывает интервал температур выкипания более 100 – 150°С;

· по шкале выхода фракции, когда задают выход каждой узкой фракции [обычно 5 – 10% (мас.), % (об.) или % (мольн.), в зависимости от того, как выражается выход фракций] и по оси ординат определяют интервалы их выкипания: Δ t1, Δ t2…и т. д. Такой способ удобен, когда кривая ИТК охватывает интервал температур выкипания менее 100 – 150°С;

· по точкам фактического отбора фракций при экспериментальном определении состава по ИТК, когда известны и температурный интервал отбора фракций, и их выход.

Фракция 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:

Т кипения, оС Фракции
Менее 32 Углеводородные газы (метан, этан, пропан, бутан)
32 – 105 Прямогонный бензин (газолин)
105 – 160 Нафта (тяжёлый бензин, бензино-лигроиновая фракция, лигроин)
160 – 230 Керосин
230 – 430 Газойль
Выше 430 Остаток (мазут)

 

Если сделать анализ данных газовых конденсатов, то можно сделать вывод, что в газовом конденсате 1 больше содержится растворённых газов (пропанов и бутанов) и бензиновых фракций, при этом меньше содержится керосиновых фракций. Конец кипения фракций выше, чем у оппонента, что говорит о том, что в газовом конденсате 1 присутствуют более высококипящие фракции.

В этом и состоит технологическая задача исследования углеводородного сырья – изучить компонентный и фракционный составы смеси, вычислить потенциалы различных фракций, изучить их свойства и сделать вывод – какой вид переработки необходимо запроектировать и какие цели при этом достичь.

Похожие статьи:

www.poznayka.org

Нефть постоянная точка кипения - Справочник химика 21

    Так как нефть и нефтепродукты не имеют своей постоянной точки кипения, то в качестве характеристики, определяющей температуры кипения нефтепродуктов, принято отмечать начальную температуру кипения (начало кипения) и конечную температуру кипения (конец кипения). Эти две температуры вместе с указанием давления и типа прибора, на котором велась перегонка, представляют важнейшие характеристики нефтяных продуктов. Определение температурных пределов кипения отдельных фракций нефти, а также определение процентного содержания этих фракций в нефтях или нефтепродуктах имеет большое значение для характеристики нефтей и нефтяных продуктов. [c.163]     Применение метода фракционированной разгонки к низкомолекулярным углеводородам дало возможность произвести точную идентификацию некоторых простейших соединений. С повышением молекулярного веса углеводородов понижается разница в точках их кипения (а следовательно и в упругостях пара), и в то же время количество возможных изомеров быстро растет . Задача далее усложняется еще и тем обстоятельством, что жидкие углеводороды могут образовать постоянно-кипящие смеси. Два изомера или два соверщенно различных углеводорода могут обладать одной и той же точкой кипения, вследствие чего выделение фракции с постоянной точкой кипения (кроме наи лее низкокипя-щих фракций) ни в какой мере не может служить указанием на то, что она состоит из ЧИСТОГО индивидуального соединения. Результаты многих прежних работ по идентификации индивидуальных соединений в нефти, основанные на методах фракционированной перегонки, поэтому являются ненадежными, и тем не менее на основании этих совершенно недостаточных данных часто строятся необоснованные выводы. Из большого числа углеводородов, которые считались выделенными из нефти, лишь для немногих это было доказано с несомненностью. Остальные же могут действительно присутствовать в нефти, а весьма возможно и присутствуют, но доказательства, приводимые в пользу этого, в большинстве случаев совершенно не выдерживают критики. [c.29]

    А. Небиологические факторы. При попадании в море сырая нефть и ее дериваты испытывают различные изменения, вследствие чего они не являются постоянным субстратом для микробиального окисления. Летучие соединения удаляются испарением. Скорость этого процесса различна и зависит от гидрографических и метеорологических условий, а также от типа нефти. Например, за несколько дней происходит испарение /з пробы нигерийской нефти, только пробы сырой венесуэльской [22]. Фракции с точкой кипения ниже температуры 370°С испаряются за несколько дней. Кроме того, нефть подвергается комплексу процессов самоокисления [23, 24]. Наличие различных веществ в смеси может или угнетать или усиливать самоокисление некоторые соединения, содержащие серу и фенольные вещества, действуют как ингибиторы, тогда как различные металлсодержащие соединения, находящиеся в смеси с нефтью, как и металлические комплексы, обнаруженные в морской воде, сами по себе действуют как катализаторы. Нефть разрушается также светом, особенно при длине волны ниже 400 п.м [22]. [c.138]

    О Плавление и затвердевание жиров. Жиры представляют собой смесь различных веществ — эфиров глицерина. Поэтому они, как и нефть, не имеют постоянной точки кипения и точки плавления. Температурой плавления жира считается та конечная темпера- [c.212]

    При определении фракционного состава нефть или нефтепродукт перегоняют в стандартном приборе при определенных условиях и в системе координат температура — время (или температура — отгон в процентах) строят график выкипания отдельных углеводородов и их смесей. Горизонтальные участки 1 и 2 полученной ломаной линии (рис. 56) отвечают температурам кипения индивидуальных углеводородов наклонные 3 ж 4 — изображают процесс кипения смесей. Если для индивидуальных углеводородов температура на кривой выкипания остается постоянной, то для смесей, близких по температурам кипения компонентов, подобной постоянной температуры не существует. На отдельных участках неуклонного повышения температуры в местах перехода находят условные начальную и конечную , а между ними среднюю температуры кипения схмеси (точки Л, 5 и С на рис. 56). [c.112]

    Если резервуар после взрыва паровоздушной смеси загорелся, то в первые же минуты горения на поверхности жидкости устанавливается температура кипения. Для нефти и нефтепродуктов эта температура постоянно увеличивается по мере выгорания жидкости. В большинству случаев она превышает 100 °С. [c.167]

    При кипении индивидуальной жидкости температура остается постоянной, вплоть до полного выкипания. Если же мы имеем дело с такой сложной смесью, как нефть, то при повышении температуры сначала закипают и перегоняются наиболее легкие части смеси, при этом (как и при испарении) увлекается часть и более тяжелых компонентов. По мере выкипания наиболее легких частей их место занимают более тяжелые компоненты, температура кипения которых выше. Таким образом, температура кипения нефти не может представлять постоянной величины при перегонке она постоянно повышается и поэтому применительно к нефти говорят о температурных интервалах кипения. [c.36]

    Поскольку в более высококипящих фракциях нефти содержится большее количество компонентов и некоторые компоненты почти всегда обладают очень близкими температурами кипения, то с помощью обыкновенной ректификации разделить их невозможно. Кроме того, два или большее число компонентов могут образовать постоянно кипящие (азеотропные) смеси. В таких случаях полезно применить два других вида перегонки, а именно азеотропную и экстрактивную перегонки. Со стороны теоретической эти методы рассмотрели Бенедикт и Рубин [104]. [c.139]

    Ото — обычный вид фракционировки, с которой начинают разделение нефти на отдельные погоны, пользуясь, как было показано выше, сначала грубой аппаратурой, затем эффективными ректификационными колоннами современного типа. В конечном итоге при этом получают либо тот или иной компонент нефти в чистом виде, либо смесь двух и более компонентов, имеющих практически одну и ту же температуру кипения, либо, наконец, нераздельно кипящую, азеотропическую смесь двух компонентов. В двух последних случаях дальнейшее разделение требует уже видоизменения методики фракционировки путем изменения давления или введения нового компонента (см. ниже). Постоянные давления, при которых производится фракционировка, весьма разнообразны. Если, например, бензиновые погоны могут фракционироваться при нормальном давлении, то при фракционировке масляных погонов, во избежание разложения, применяют высокий вакуум (до 0,0001 мм ртутного столба и выше). [c.74]

    Для того чтобы окончательно убедиться в алкогольной натуре исследуемых вешеств, я подверг все три новые алкоголя действию эквивалентного количества пятихлористого фосфора. Реакция с пим идет весьма сильно и сопровождается обильным отделением хлороводорода. По удалении из образующейся жидкой смеси хлорокиси фосфора водою остаются жидкие хлористые соединения, чрезвычайно сходные по наружному виду и по особому, довольно неприятному запаху, отзывающемуся хлористым эфиленом и нефтью. Все эти хлористые производные легче воды, все они, при перегонке, претерпевают значительное разложение и не обнаруншвают постоянной точки кипения. Насколько моншо было судить, точка кипения [c.165]

    Если жидкость, состоящую из двух взаимно растворимых компонентов, кипятить при постоянном давлении, то образующийся пар будет обогащаться легколетучим (низкокипящим) компонентом (НК). После конденсации паров получается жидкость (дистиллят), в которой больше легколетучего компонента. В остатке (жидкости), соответственно, возрастает концентрация менее летучего (высококипящего) компонента (ВК), В связи с этим температура конденсации паров всегда будет ниже температуры кипения исходной жидкости. Испарение жидкости можно проводить однократно, В зтом случае в результате длительного соприкосновения кипящей жидкости и пара происходит частичное разделение коипонентов.Такой процесс однократного испарения используется в промышлености и применяется, например, при сепарации нефти на промыслах. [c.4]

    Непостоянство физико-химическ-их показателей горючих нефтяного происхождения от партии к партии объясняется тем, что эти горючие неоднородного химического состава, а предста1вляют собой смеси большого числа углеводородных соединений, выкипающих в определенном температурном интервале. При получении одной и той же марки горючего из нефтей различных месторождений можно легко выдержать постоянство по температурам начала и конца кипения, ио, как правило, содержание различных химических соединений в горючем не остается постоянным. [c.76]

    Другой метод представления состава и свойств нефти и ее фракций заключается в представлении ее как смеси с бесконечно большим числом компонентов. Концентрацию каждого компонента смеси выражают бесконечно малой величиной — дифференциалом. А. М. Трегубов [2] считал, что такой метод пригоден для любой системы, так как даже при одном компоненте можно говорить р бесконечном их множестве, если всем им приписать одинаковые физико-химические свойства. Если система, характеризуемая кривой ИТК, в целом не удовлетворяет математическому требованию. непрерывности, то интервал по температуре можно разбить на части, внутри которых температура изменяется непрерывно, причем такими частями могут быть отдельные компоненты с постоянными, дискретно меняющимися температурами кипения. [c.36]

    В последующем изложении будут рассмотрены лишь такие случаи, когда две смешивающиеся жидкости вполне растворимы друг в друге и не образуют азеотропных смесей, т. е. случаи, к которым относятся, например, смеси двух углеводородов (бензол и толуол, гексан и октан и т. п.), иначе говоря, упрощенные случаи углеводородных смесей, с которыми приходится иметь дело при перегонке нефти и ее дестиллатов. Кипение смесей подобного рода характеризуется той особенностью, что при постоянном давлении в определенном температурном интервале сначала испаряется преимущественно нижекипящий компонент смеси, так что содержание другого, вышекинящего компонента в жидкой фазе (в остатке) постепенно возрастает. Отсюда явствует, что по мере испарения температура кипения смесей подобного рода должна постепенно повышаться, что, как известно, и наблюдается в действительности. Понятно также, что при конденсации паров подобного рода смесей должно наблюдаться обратное явление сначала конденсируется преимущественно второй, вышекипящий компонент, содержание же первого компонента (нижекинящего) в парах постепенно возрастает и, следовательно, температура системы должна понижаться. [c.369]

    Среди неинструментальных методов определения группового химического состава бензиновых фракций наиболее широкое распространение получил анилиновый метод, основанный на неодинаковой растворимости углеводородов различных классов в анилине. При смешении нефтяной фракции с анилином при комнатной температуре обычно образуются два слоя, т. е. не происходит полного растворения нефтепродукта в анилине. Если эту смесь нагревать, постоянно перемешивая, то при достижении определенной температуры произойдет полное взаимное растворение анилина и нефтепродукта, слои исчезнут, и жидкость станет однородной. Температуру, соответствующую полному взаимному растворению анилина и нефтепродукта, называют анилиновой точкой или критической температурой растворения (КТР) данного нефтепродукта в анилине. Наиболее низкими анилиновыми точками среди углеводородов характеризуются арены, наиболее высокими — алканы циклоалканы занимают промежуточное положение. Алкены и циклоалкены имеют несколько более низкие анилиновые точки по сравнению с циклоалканами близкой молекулярной массы. В пределах одного гомологического ряда анилиновые точки, как правило, возрастают с увеличением массы и температуры кипения углеводорода. Такая же закономерность наблюдается и для фракций, выделенных из одной и той же нефти. [c.144]

chem21.info


Смотрите также