Физико-химические методы анализа состава и свойств каустобиолитов. Учебно-методическое пособие
жүктеу/скачать 0.5 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- Лабораторная работа №6
- Порядок выполнения работы
Потенциальное содержание фракций в нефти месторождения Соболиное
При атмосферной перегонке нефти получают фракции, выкипающие до 220 °С: н.к. (начало кипения)-140 °С – бензиновая фракция; 140-180 °С – лигроиновая (тяжелая нафта); 140-220 °С – керосиновая фракция; Фракции, выкипающие до 220 °С называют легкими или бензиновыми, от 200 до 300 °С – средними (реже – керосиновыми), выше 300°С – тяжелыми или масляными. Все фракции, выкипающие до 300-350 °С, называют светлыми. Остаток после отбора светлых дистиллятов (выше 350 °С) называется мазутом. Фракция 180-350 (220-350) °С – дизельная фракция (легкий газойль, соляровый дистиллят) отбираются при остаточном давлении не более 10 мм. рт. ст. Мазут разгоняют под вакуумом (остаточное давление не более 1 мм. рт. ст.). При этом получают следующие фракции в зависимости от направления переработки нефти: для получения топлив: 350-500 °С – вакуумный газойль (вакуумный дистиллят); более 500 °С – вакуумный остаток (гудрон); для получения масел: 300-400 °С – легкая фракция; 400–450 °С – средняя фракция; 450–490 °С – тяжелая фракция; более 490 °С – гудрон. На рис. 7 представлена кривая разгонки по ИТК нефти Соболиного месторождения Томской области, построенная по полученным данным, а также изменение некоторых физико-химических характеристик фракций в зависимости от температур их кипения. Нефть Соболиного месторождения относится к средним: относительная плотность при 20 °С составляет 0,861; содержит 3,3 % твердых парафинов; смол и асфальтенов 6,18 и 2,21 % мас. соответственно; характеризуется невысоким выходом бензиновых Рис. 7. Физико-химические показатели фракций нефти Соболиного месторождения фракций – 24 %, отгон до 300 °С составляет 42 % мас. Данные разгонки по ИТК являются наиболее часто используемой информацией о составе нефти или нефтепродуктов. Однако их экспериментальное определение на лабораторных ректификационных установках очень трудоемко и продолжительно (от 10 до 20 часов) и требует значительных количеств анализируемого продукта: 100 мл – 5 л в зависимости от типа аппарата. Это стимулировало поиск методов экспериментального определения состава по ИТК, лишенных указанных недостатков. Одним из таких методов является имитированная дистилляция с помощью газовой хроматографии. Хроматография дает возможность исследовать небольшие количества вещества (1-10 мкл) и получить информацию о его составе за 5-30 мин. В настоящее время метод имитированной дистилляции получил широкое распространение. Высокая воспроизводимость результатов анализа обеспечивается применением стандартных капиллярных хроматографических колонок и типовыми режимами хроматографического анализа. Лабораторная работа №6Определение фракционного состава нефти методом ректификации Цель работы – определить потенциальное содержание фракций в нефти, построить кривую ИТК. Приборы: аппарат ректификации нефти АРН-2, соответствующий требованиям ГОСТ 11011-85; секундомер; цилиндры (ГОСТ 1770) вместимостью 100 и 1000 см3; колбы любого исполнения типа П или Кн (ГОСТ 25336-82); весы лабораторные с пределом взвешивания 1000 и 10000 г 3-го класса точности; ткань асбестовая или из стеклянного волокна. Реактивы: спирт этиловый ректифицированный (хч); толуол (хч); смесь этанол:толуол (1:1 по объему); нефрасы (ГОСТ 433-76) или фракция прямогонного бензина, соответствующего нефрасу, смазка вакуумная. Порядок выполнения работыАппарат АРН-2, рассчитан на перегонку нефти до 450-500 °С, состоит из технологического и электрического блоков, которые смонтированы в одном металлическом каркасе. Аппарат снабжен вакуумным пластинчато-роторным насосом типа ВН-461-М или любым другим, обеспечивающим остаточное давление до 1,3·102 Па (1 мм рт. ст.) в течение 16 ч непрерывной работы, а также двумя кубами на разную загрузку (3,0 и 5,0 дм3). Ректификационная колонка диаметром 50 мм и высотой 1016 мм, обладающая погоноразделяющей способностью, соответствующей 20 теоретическим тарелкам при полном возврате орошения, имеет электрообогрев и покрыта слоем изоляции. На рис. 8 схематично показано устройство лабораторной установки периодической ректификации нефти АРН-2 (ГОСТ 11011-85). Нефть, помешенная в куб 4, испаряется, и образующийся поток паров углеводородов (меняющийся по составу по мере испарения нефти) поднимается по колонне 1 вверх. Колонна заполнена насадкой 2 для увеличения поверхности и длительности контакта паров с флегмой. Наверху колонны пары попадают в конденсатор 6, и образовавшийся конденсат (ректификат) возвращается в колонну на верх насадки. Стекая по ней, флегма контактирует с паровым потоком и за счет описанной выше многократной частичной конденсации паров и частичного испарения жидкости оба потока обогащаются, концентрируя низкокипящие (пары) и высококипящие (орошение) компоненты. Часть обогащенных паров в сконденсированном виде через регулировочный кран 7 отбирают в приемник 8, а остальное возвращается на орошение. В этом случае отбор ведут по температуре наверху колонны. Например, от начала кипения до +80 °С отбирают и взвешивают первую фракцию, затем от +80 до +100 °С – вторую, от +100 до +120 °С – третью, и т. д. При атмосферном давлении перегонку ведут до +220-240°С, после чего систему герметизируют и продолжают перегонку при 1,3 кПа (10 мм рт. ст.) до +320-340 °С, а затем давление понижают до 0,1-0,15 кПа и ведут ее до появления первых признаков термического разложения остатка в кубе. Обычно это наблюдается при температуре кипения фракции (приведенной к нормальному давлению) – около +480-500 °С. В каждом сечении колонны (например, в-в) поток поднимающегося пара I встречает стекающий поток жидкости V, имеющей углеводородный состав, схожий с составом паров (но с большим содержанием тяжелых углеводородов), и температуру на 5-10 °С ниже температуры паров. За счет этой разности температур и составов часть высококипящих углеводородов VI конденсируется в поток жидкости, а выделяющаяся теплота их конденсации способствует испарению низкокипящих углеводородов VII, попадающих в поток пара. Таким образом, в этом случае происходит двойное (за счет потоков VI и VII) обогащение потока пара низкокипящими компонентами, а жидкости – высококипящими. жүктеу/скачать 0.5 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||