Истинные температуры кипения нефтепродуктов

Таблица 5. Истинное распределение по температурам кипения нефтепродуктов (см. рис. 16), выделенных из пробы воды

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности, температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н.к.) и конца кипения (к.к.). При исследовании качества новых нефтей (т.е. составлении технического паспорта нефти) фракционный состав их определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура -выход фракций в % масс, (или % об.). Отбор фракций до 200°С прово- [c.70]

Фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них различных фракций выкипающих в определенных температурных пределах. Фракционный состав определяется стандартным методом по ГОСТ 2177-99 (метод аналогичен распространенной за рубежом разгонке по Энглеру), а тйкже различными способами с применением лабораторных колонок. Для пересчета температур выкипания, полученных стандартной перегонкой в истинные температуры кипения Т ) предложена формула [c.52]

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]

Анализ истинных температур кипения нефтяных фракций и нефтепродуктов, полученных на аппарате АРН-2, показал, что для кривых ИТК выполняется постоянство отношения температур кипения в вакууме и при атмосферном давлении при одинаковых долях отгона [9]. В связи с этим авторы получили следующее уравнение для пересчета истинных температур кипения нефтепродуктов с пониженного давления на атмосферное [c.23]

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]

Данные о разгонке нефти по истинным температурам кипения (ИТК) используются для определения фракционного состава товарной нефти, расчета физико-химических свойств получаемых из нее нефтепродуктов, оценки потенциальной ценности нефти как сырья для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. [c.44]

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]

Большое значение придавалось отбору и подготовке проб. Для предотвращения потерь легких фракций был сконструирован специальный пробоотборник. В случае отдельных пластов, горизонтов и сортов пробы отбирались с учетом дебита скважин и привлечением промысловых геологических управлений. При высоком содержании влаги (1 %) нефть предварительно подвергалась деэмульсации нли дегидратации. Определялись плотность, вязкость,, молекулярная масса всех нефтей и нефтепродуктов, рефракция нефтепродуктов и узких фракций, температура вспышки и истинная температура кипения нефтей и отдельных фракций, кислотность нефтей, температура застывания мапутов, упругость насыщенных наров бензинов, октановые числа и приемистость к ТЭС бензинов. Изучался потенциальный выход бензина, лигроина, керосина в нефтях. Останавливалось содержание смол, твердого парафина, нафтеновых кислот, кокса в нефтях и фракциях, общей серы и азота в нефтях, тяжелых нефтепродуктах и бензинах. Фактический материал был получен классическими в то время методами, применявшимися для исследования нефтей и нефтепродуктов во всем мире, на основе стандартов и официальных руководств, действовавших в Советском Союзе, и с использованием многолетнего опыта АзНИИ НП в области нефтяного анализа. [c.7]

Пересчитать температуру с одного давления на другое для нефтепродуктов любого состава и для любого вида перегонки можно пб формуле Дюринга, взяв для сравнения кривую нефтепродукта (аналогичного по своему фракционному составу), определенную для того же вида перегонки. Далее пересчет по истинным температурам кипения (ИТК) может быть сделан по Дюрингу, но не по кривой нефтепродукта, а по кривой чистого углеводорода — гексана или какого-либо другого, имеющего равноценную температурную кривую давления пара. Ошибка при этом не превышает 3—4°. [c.169]

Средняя температура кипения. Нефтепродукты характеризуются фракционным составом, который определяют при разгон-ках на аппарате Энглера или по кривой истинных температур кипения (ИТК), получаемой при ректификации. Полученные этими двумя способами кривые разгонок различаются температурами начала и конца кипения, средними температурами кипения, наклоном кривой разгонки. [c.24]

Четкость разделения и фракционный состав получаемых продуктов определены заданием на проектирование колонны."Фракционный состав нефтей и нефтепродуктов находят по графику истинных температур" кипения или кривых разгонки (кривых ИТК) (рис. 11-1). [c.37]

В третьем банке содержатся методики расчета теплофизических свойств индивидуальных веществ, смесей, нефтей и нефтепродуктов, разделенные на следующие основные группы обобщенные методы расчета, опирающиеся на информацию о свойствах отдельных веществ или бинарных смесей, индивидуальные методы расчета, составленные для чистых веществ, изученных на метрологическом уровне, адаптируемые методики, работающие с использованием минимального объема экспериментальных данных, методики структурно-группового комбинирования, методики для расчета смесей непрерывного состава, основанные на анализе кривых разгонки продукта по истинным температурам кипения (ИТК). [c.16]

Сущность метода заключается в периодической ректификации нефти (нефтепродукта) при атмосферном давлении и под вакуумом. Метод позволяет определять фракционный состав нефти (нефтепродукта) по истинным температурам кипения (ИТК), устанавливать потенциальное содержание отдельных фракций и получать фракции нефти (нефтепродукта) для исследования их состава и свойств. [c.121]

Технологический расчет колонн установок первичной перегонки нефти базируется на фракционном составе четкого разделения нефти на стандартном аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011—85 (разгонка по истинным температурам кипения ИТК), а качество нефтепродуктов характеризуется фракционным составом при разгонке на другом стандартном аппарате нечеткой фракционировки по ГОСТ 2177—99 (по Энглеру) и другим показателям, т. е., образно говоря, расчет фракционирующей аппаратуры проводится в одних координатах, а качество нефтепродуктов оценивается в других координатах. [c.78]

Применение хроматографии дает возможность определения истинного состава нефтей и нефтепродуктов - содержания в них каждого отдельного углеводорода. Однако хроматография не заменила лабораторной ректификации, так как она имеет ограничения в применении, связанные с идентификацией разделяемых в хроматографе углеводородов, В настоящее время надежно удается расшифровать с помощью хроматографа углеводородный состав бензинов с температурами кипения до 180-200 °С, Более высококипящие фракции нефти надежной расшифровке пока не поддаются. [c.47]

Конец кипения нефтепродукта, отсчитываемый по появлению белых паров или по достижению максимального поднятия столба ртути, как это предусмотрено стандартами, принятыми в США, ФРГ, Франции и ряде других стран, методологически вряд ли будет верен. При подобной методике имеет место значительный перегрев паровой фазы, вследствие чего температура появления белых паров будет всегда выше, нежели истинная температура конца кипения нефтепродуктов. [c.177]

Для пересчета видимой плотности на истинную и получения рГ пользуются объединенной формулой (IV, 4). Пользуясь весами Вестфаля — Мора, можно определить плотность веществ меньше и больше единицы, а также плотность жидких нефтепродуктов при температурах выше комнатной. Для этого цилиндр с испытуемой жидкостью вставляют на пробке в широкогорлую колбу, частично заполненную жидкостью с постоянной температурой кипения. [c.158]

Общее содержание кристаллизующихся углеводородов повышается с увеличением температуры кипения нефтяных фракций, а растворимость их уменьшается с повыщением плотности. При температуре плавления они смешиваются со всеми нефтяными продуктами во всех отношениях, образуя истинные растворы. Поэтому кристаллизация парафиновых углеводородов при большом их содержании в светлых нефтепродуктах (например, в керосине) происходит при отрицательных температурах, а кристаллизация твердых углеводородов из масляных фракций при положительных. [c.303]

Принято называть температуры кипения на приборе Баджера истинными температурами кипения, а кривые зависимости между температурами кипения фракций и процентом их отгона — кривыми истинных температур кипения (кривыми ИТК). Американский термин истинная температура кипения , принятый в настоящее время в большинстве стран, в том числе и в СССР, является условным, потому что никакая даже высокоректифици-рующая колонна не обеспечивает абсолютно четкого разделения перегоняемого нефтепродукта. Так, если взять какой-либо очень хорошо ректифицированный продукт и вновь разогнать его на аппарате с ректификацией, то начало кипения первой фракции и конец кипения последней будут отличаться от температурных пределов, в которых данная фракция была отобрана при первой разгонке. Все же, несмотря на всю условность, кривые ИТК, а также кривые, выражающие зависимость между отдельными качествами отогнанных фракций и процентом отгона, дают подробную и достаточно полную характеристику фракционного состава нефти (или любого нефтепродукта) с точки зрения ее технологических свойств. [c.220]

Чем эффективнее колонка, тем более тщательной регулировки режима она требует и тем, следовательно, сложнее и дольше на пей проводится перегонка. Поэтому не всякое нефтяное сырье следует перегонять на высокоэффективной колонке. Высокие колонки с большим числом теоретических тарелок применяют при определении химического состава бензиновых фракций, выделении узких фракций или индивидуальных компонентов (разделении продуктов синтеза). При перегонке многокомпонентных смесей, например широких фракций нефтей, тип и оптимальную высоту колонки выбирают в зависимости от назначения перегонки если разгонку нефти или нефтепродукта проводят с целью получения кривых ИТК (истинных температур кипения), то высота колонки может быть меньше, чем для получения из той же смеси отдельных, более четко отректифицироваиных фракций. Для получения кривых разгонок нефтей широко применяют стандартизированные аппараты типа АРН-2, описанные в главе 3. [c.42]

Для большинства ПК нефтепродуктов в процессах нефтепереработки и нефтехимии отсутствуют средства оперативного контроля, а для ПТЭЭ таких технических средств не может быть по определению. Существующие анализаторы [1, 26, 56] для получения таких ПК, как фракционный состав кривая истинных температур кипения (ИТК)) температура вспышки октановое число содержание парафина серы отдельных компонентов, имеют динамические характеристики на цикл измерения порядка одного часа, точность до нескольких процентов (обычно 5н-7 %). Несколько лучшие динамические и метрологические характеристики имеют анализаторы вязкости цикл (или время) измерения порядка нескольких минут, погрешность до 5 7о и анализаторы цвета светлых нефтепродуктов. [c.637]

Смеси типа нефть и нефтепродукты, каменноугошьная и пиролизная смолы, состоящие из большого количества компонентов и имеющие (в отличие от многокомпонентных смесей) не ступенчатую, а непрерывную кривую истинных температур кипения (НТК), называются сложными. Обычно фазовое состояние таких смесей рассчитывают по методам, разработанным для расчета многокомпонентных смесей [1, 2]. Для этого исходную смесь разбивают на несколько фракций, выкипающих в узком интервале температур. В расчетах каждую узкую фрак- цию рассматривают как условный компонент, обладающий температурой кипения, равной средней температуре кипения фракции. Таким образом, в этом методе непрерывная кривая ИТК сложной смеси заменяется ступенчатой линией. Известно [2], что чем на большее число узких фракций разбита сложная смесь, тем точнее результаты вычислений, но расчет при этом становится более трудоемким. Разработан также метод графи- ческого интегрирования уравнений для расчета фазового со- [c.5]

На основании данных составляют таблицу истинного распределения нефтелродуктов, выделенных из про бы воды, по температурам кипения, Количественное определение суммарного содержания нефтепродуктов производят, измеряя площади всех пиков на хроматограмме. Калибровку хроматограммы осуществляют, впрыскивая в испаритель хроматографа 5 мкл модельного раствора. На полученной хроматограмме измеряют общую площадь интегратором или сложением площадей отдельных пиков [c.475]