Определение потенциального содержания нефтепродуктов в нефтях

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ ФРАКЦИЙ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.205]

Настоящий стандарт устанавливает метод определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой истинной температуры кипения (ИТК) нефти и нефтепродуктов, установления потенциального содержания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов и получения фракций нефти с целью исследования их группового и индивидуального углеводородного состава. [c.65]

В связи с внедрением в промышленности новых процессов переработки, а также изменением требований к ассортименту и качеству нефтепродуктов предлагается пересмотреть программу исследования нефтей с целью расширения и уточнения ее [21], Расширенной программой исследования нефтей предусматривается определение кривых разгонки нефти, устанавливающих зависимость выхода фракций от температуры кипения и определяющих их качество давления насыщенных паров содержания серы асфальтенов смол силикагелевых парафинов кислотного числа коксуемости зольности элементного состава основных эксплуатационных свойств топливных фракций (бензинов, керосинов, дизельного топлива) группового углеводородного состава узких бензиновых фракций выхода сырья для каталитического крекинга, его состава и содержания в нем примесей, дезактивирующих катализатор потенциального содержания дистиллятных и остаточных масел качества и выхода остатка. [c.35]

Лабораторная ректификация нашла широкое применение в нефтепереработке для определения фракционного состава нефтей и нефтепродуктов по истинным температурам кипения (ИТК), для определения потенциального содержания различных фракций или нефтепродуктов в нефтях, для получения четко выделенных образцов различных фракций из нефти или нефтепродуктов и получения образцов тех или иных фракций для последующих исследований. Методы лабораторной ректификации значительно сложнее перегонки в аппаратурном оформлении и в проведении самого анализа. [c.79]

Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей. Однако этих показателей недостаточно для определения набора технологических процессов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок, цехов и НПЗ в целом и т.д. Для этих целей в лабораториях научно-исследовательских институтов проводят тщательные исследования по установлению всех требуемых для проектных разработок показателей качества исходного нефтяного сырья, его узких фракций, топливных и масляных компонентов, промежуточного сырья для технологических процессов и т.д. Результаты этих исследований представляют обычно в виде кривых зависимости ИТК, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от фракционного состава нефти (рис. 3.3), а также в форме таблиц с показателями, характеризующими качество данной нефти, ее фракций и компонентов нефтепродуктов. Справочный материал с подробными данными по физико-химическим свойствам отечественных нефтей, имеющих промышленное значение, приводится в многотомном издании Нефти СССР (М. Химия). [c.109]

В отобранной пробе нефти или нефтепродукта предварительно определяют по ГОСТ 13379—82 массовую долю растворенного в ней газа, включая бутан, которую используют при определении потенциального содержания нефтепродуктов. [c.69]

Глава 9, Методы определения потенциального содержания 20 фракций нефти и нефтепродуктов [c.4]

Наибольшее распространение для анализа тяжелых фракций и деасфаль-тированных остаточных нефтепродуктов в нашей стране получила методика жидкостно-адсорбционной хроматографии, разработанная во ВНИИ НП [15] и усовершенствованная затем в СоюздорНИИ [22], и методика определения потенциального содержания масел в нефти [158]. Эти методики имеют очень много общего и различаются главным образом размером образца (от 3 до 100 г), соответственно размером хроматографической колонки и соотношением адсорбент проба (от 10 1 до 50 1). Суть методик сводится к следующему. [c.112]

В книге рассмотрены основные методы исследования фракционного состава и методы разделения сложных смесей. Описаны различные способы перегонки и ректификации и аппараты для их осуществления. Дана оценка эффективности лабораторных ректификационных методов определения свойств и состава нефтепродуктов, потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефтях. Излагаются результаты оригинальных экспериментальных исследований. [c.2]

Сущность определения потенциального содержания светлых нефтепродуктов или их компонентов в нефти заключается в следующем при перегонке нефти отбирают сравнительно широкие фракции, приблизительно подходящие по фракционному составу к заданному продукту (или его компоненту), и ряд узких, например 3%-ных или 5%-ных, фракций. Затем, определив качества фракций и, если надо, вновь их перегнав, к широкой фракции добавляют последовательно узкие фракции, проверяя каждый раз фракционный состав. Окончательно этот последний проверяют стандартной разгонкой полученных смесей. Для определения содержания керосина и масел разгонку нефти ведут при пониженном давлении. [c.52]

Определение потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефтях. Потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов в нефти называют отношение массы бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, выделенных из нефти в стандартных условиях, к массе исходного сырья. [c.33]

Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура — выход фракций в % мае. (или % об.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих — под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к.к. 475-550 °С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15-25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45-55 % фракций, перегоняющихся до 300-350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход светлых составляет всего 18,8 %. Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике "Нефти СССР". [c.31]

Все нефтепродукты, получаемые из нефти перегонкой, являются фракциями, выкипающими в определенных температурных пределах. Так, бензиновые фракции выкипают в пределах 35—205 С, керосиновые— 150—315, дизельные—180—350, легкие масляные дистилляты — 350—420, тяжелые масляные дистилляты — 420—490, остаточные масла — выше 490° С. Перегонку нефтепродуктов с температурами кипения до 370° С ведут при атмосферном давлении, а с более высокими температурами кипения — в вакууме либо с применением водяного пара (для предупреждения их разложения). В лабораторных условиях наиболее четко можно разделить нефть на фракции, выкипающие в заданных температурных пределах, в аппаратах со специальными ректификационными устройствами— колоннах, заполненных насадкой. В аппаратах такого типа пары из перегонного куба или колбы поступают в ректификационную колонну, где в условиях многократного контактирования с парами из жидкости испаряются низкокипящие компоненты, а из паров конденсируются высококипящие такая дистилляция обеспечивает более четкое разделение перегоняемого продукта на фракции. Лабораторные приборы с ректификационными колоннами используют главным образом при выяснении потенциального содержания в нефтях светлых нефтепродуктов (в основном выкипающих до 350° С — бензиновых, керосиновых и дизельных фракций) и масел. [c.18]

Определение потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефти. Потенциальное содержание светлых нефтепродуктов в нефти, т. е. фракций, выкипающих до 350° С, определяют на лабораторных аппаратах с ректификационной колонкой. В качестве примера рассмотрим работу аппарата АРН-2 (рис. 9). В куб 2 заливают от 1 до 3 кг тщательно обезвоженной нефти. Конденсатор-холодильник 5 помещают в охладительную смесь (лед или его смесь с поваренной солью). При от- [c.28]

Анализ нефти состоит из определения плотности, содержания воды, солей и потенциального содержания светлых нефтепродуктов и масел или их компонентов. Нефть анализируют перед переработкой данные анализа дают возможность определить, какой режим перегонки следует установить па установке и какие продукты и в каком количестве следует из нее получить. [c.213]

Физико-химическая характеристика нефтей устанавливается с помощью как стандартизованных методов, общих для анализов большинства нефтепродуктов, так и специальных стандартных методов анализа нефтей, предусматривающих определение фракционного состава потенциального содержания светлых нефтепродуктов, содержания дистиллятных и остаточных масел, парафинов, смол, асфальтенов, солей и др. [c.188]

Определение суммарного потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефти [c.32]

Метод адсорбционного разделения отличается высокой четкостью, поэтому в последнее время он получил широкое распространение в лабораторной практике в качестве количественного аналитического метода, например при определении группового углеводородного состава нефтепродуктов [57], потенциального содержания масел в нефтях [58], содержания асфальтено-смолистых веществ в нефтях и др. [c.183]

При переработке сернистых нефтей и нефтепродуктов в газах нефтеперерабатывающих заводов образуются значительные количества сернистых соединений в виде сероводорода, меркаптанов, сульфидов п др., из которых основная масса приходится на долю сероводорода. Точное определение количественного содержания сероводорода в газе играет исключительно важную роль не только с точки зрения правильной организации производства очистки газа, но и для того, чтобы иметь надежные данные о потенциальной возможности получения товарной серной кислоты, вырабатываемой на базе использования сероводорода как исходного сырья. [c.133]

Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей. Однако этих показателей недостаточно для определения набора технологических процессов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок, цехов и НПЗ в целом и т.д. Для этих целей в лабораториях научно-исследовательских институтов проводят тщательные исследования по установлению всех требуемых для проектных разработок показателей качества исходного нефтяного сырья, его узких фракций, топливных и масляных компонентов, промежуточного сырья для технологических процессов и т.д. Результаты этих исследований представляют обычно в виде кривых зависимости ИТК, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от фракционного состава нефти (рис. 1.1), а также в форме [c.36]

Для определения потенциального содержания в нефти каждого светлого нефтепродукта недостаточно кривой ИТК. Необходимо иметь узкие 10-, 20- ипи 30-градусные фракции, отобранные на АРН-2. Смешением этих фракций подбирают макси-мапьно возможный выход одного из светлых нефтепродуктов, по свойствам отвечающего требованиям ГОСТ.Остальные нефтепродукты, которые можно получить из нефти, при этом не учитывают. Затем смешением фракций подбирают так же максимальный выход другого нефтепродукта и т. д. Так устанавливают потенциальный выход из данной нефти каждого нефтепродхкта в отдельности без учета смежных с ним нефтепродуктов. [c.206]

Для определения потенциального содержания нефтепродуктов необходимо знать фракционный состав нефти. Пример фракционного состава для ромашкинской нефти приведен в табл. 3. [c.19]

По этой методике в ГрозНИИ быпо определено потенциальное содержание светлых нефтепродуктов в самых различных нефтях. Ниже приведены результаты определений потенциального содержания светлых нефтепрЬдуктов для пяти из них, состав которых по ИТК приведен в табл, 9.2. [c.213]

Изучают физико-химические характеристики исходных нефтей, отгонов и остатков, полученных при разгонке нефтей получают физико-химические характеристики узких фракций и различных дистиллятов бензиновых, сырья для каталитического риформинга, керосиновых, дизельных, сырья для каталитического крекинга, остатков для вторичных процессов, масляных дистиллятов. Проводят определение суммарного потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефти. Нефть подвергают карбамидной депарафинизации с целью -получения образцов жидкого парафина устанавливают выход и качество котельных топлив, битума, кокса и дистиллятов при коксовании определяют потенциальное содержание и основные свойства базовых дистиллятных и остаточных масел. Получив все эти данные, определяют шифр нефти по ТУ 38 01197—80. [c.211]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология