Построение кривых ИТК, плотности и молярной массы нефти, кривых ИТК и линий ОИ нефтяных фракций

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ  БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

Кафедра «Химическая технология переработки нефти и газа»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

 

«ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ ИТК, ПЛОТНОСТИ И МОЛЯРНОЙ МАССЫ  НЕФТИ, КРИВЫХ ИТК И ЛИНИЙ ОИ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Самара 2012

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение …………………………………………………………………...          

1 Структура курсовой и дипломной работ ……………………................. 

2 Оформление курсовой и дипломной работ ………………….................. 

3 Подготовка и защита курсовой работы ………………………………….

4 Выполнение и защита дипломной работы ……………………………… 

5 Основные виды информационных ресурсов по химии ………………... 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

     Нефть - природная  маслянистая горючая жидкость, состоящая  из сложной смеси углеводородов  и некоторых других органических  соединений. По цвету нефть бывает  красно-коричневого, иногда почти  чёрного цвета, хотя иногда  встречается и слабо окрашенная  в жёлто-зелёный цвет и даже  бесцветная нефть; имеет специфический  запах, распространена в осадочных  породах Земли. Сегодня нефть  является одним из важнейших  для человечества полезных ископаемых. Непосредственно сырая нефть  практически не применяется. Для  получения из неё технически  ценных продуктов, главным образом  моторных топлив, растворителей,  сырья для химической промышленности, её подвергают переработке. В  связи с быстрым развитием  в мире химической и нефтехимической  промышленности, потребность в нефти  увеличивается не только с  целью повышения выработки топлив  и масел, но и как источника  ценного сырья для производства  синтетических каучуков и волокон,пластмасс, ПАВ, моющих средств, пластификаторов, присадок, красителей, и др..

    Западно-Сургутское — нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. Открыто в 1963 году, полная эксплуатация начата в 1965 году. Общие геологические запасы нефти составляют более 500 млн. тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют 215 млн. тонн. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Оператором месторождение является российская нефтяная компания Сургутнефтегаз.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА  ЗАПАДНО-СУРГУТСКОЙ (БII-БIII) НЕФТИ

 

Таблица 1.1

Общая физико-химическая характеристика нефти

М

n 20, мм2/с

n50, мм2/с

Температура, °С

ДНП,

мм рт.ст.

Содержание, % мас.

Парафины 

Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти

Зольность, % мас.

Коксуемость, % мас.

Выход фракций,

% мас.

вспышки в закрытом тигле 

застывания

при 38 °С

при 50 °С

серы 

азота

смол сернокислых

смол силикагелевых

асфальтенов

нафтеновых кислот

фенолов

содержание, % мас.

температура плавления, °С

до 200 °С

до 350 °С

без обработки 

с обработкой

0,8922

379

72,73

22,22

-35

-6

-25

68

163

1,98

0,19

52

19,06

2,35

–

–

3,33

54

0,03

0,011

3,80

16,5

36,8


 

 

Таблица 1.2

Состав газов, растворенных в нефти 

Выход на нефть, % мас.

Содержание углеводородов, % мас.

С2Н6

С3Н8

Изо-С4Н10

Н-С4Н10

0,3

1,5

14,2

19,9

64,4


 

 

 

Таблица 1.3

Характеристика фракций, выкипающих до 200 °С

Температура отбора,

°С

Выход на нефть,

% мас.

Фракционный состав, °С

Содержание

серы,

% мас.

Октановое число (ММ)

Кислотность,

мг КОН на 100 см3

фракции

Давление насыщенных паров

(при 38 °С),

мм рт. ст. (Па)

н.к.

10%

50%

90%

28-85

4,2

0,6619

50

57

69

80

0,01

–

0

–

28-100

5,8

0,6729

60

70

84

97

–

–

–

–

28-120

7,9

0,6839

68

82

98

113

0,04

52,5

0

–

28-130

8,9

0,6934

73

88

105

122

–

49,0

–

–

28-140

10,0

0,7029

78

95

111

133

–

45,5

–

–

28-150

10,9

0,7124

82

101

118

142

0,06

42,0

0

–

28-160

12,0

0,7175

83

104

123

151

–

38,6

–

–

28-170

13,1

0,7225

85

106

129

160

–

35,2

–

–

28-180

14,1

0,7276

86

109

134

169

–

31,8

–

–

28-190

15,1

0,7326

87

111

139

178

–

28,4

–

–

28-200

16,2

0,7377

88

114

145

186

0,10

25,0

0

–


 

Таблица 1.4

Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °С

Температура

отбора, °С

Выход

на нефть,

% мас.

Содержание углеводородов, % мас.

ароматических

нафтеновых

парафиновых

всего

нормального строения

изомерного строения

28-60

1,8

0,6508

1,3724

0

6

94

35

59

60-95

3,5

0,6858

1,3883

1

30

69

29

40

95-122

2,8

0,7220

1,4073

3

30

67

26

41

122-150

2,8

0,7512

1,4210

5

29

66

24

42

150-200

5,3

0,7727

1,4340

15

26

59

19

40

28-200

16,2

0,7377

1,4149

7

25

68

25

43


 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.5

Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

 

Температура

отбора, °С

Выход

на нефть,

% мас.

Содержание серы, % мас.

Содержание углеводородов, % мас.

ароматических

нафтеновых

парафиновых

всего

нормального строения

изостроения

62-85

2,1

0,6715

Следы

1

28

71

33,0

38,0

62-105

4,4

0,6908

0,01

2

29

69

30,5

38,5

85-105

2,3

0,7065

0,04

2

30

68

29,0

39,0

85-120

3,7

0,7154

0,05

3

29

68

28,5

39,5

85-180

9,9

0,7460

0,10

5

27

68

25,0

43,0

105-120

1,4

0,7256

0,07

4

29

67

27,0

40,0

105-140

3,5

0,7384

0,08

4

30

66

26,0

40,0

120-140

2,1

0,7448

0,09

5

27

68

25,5

42,5

140-180

4,1

0,7642

0,11

11

27

62

23,0

39,0


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.6

Характеристика легких керосиновых  фракций 

Температура отбора, °С

Выход на нефть, % мас.

Фракционный состав, °С

n20, мм2/с

n-40, мм2/с

Температура, °С

Теплота сгорания (низшая), кДж/кг

Высота некоптящего пламени, мм

Содержание ароматических  углеводородов, % мас.

Содержание 

серы, % мас.

Кислотность, мг КОН на 100 см3

фракции

Иодное число, мг иода на 100 г

фракции

Фактические смолы, мг на 100 см3 фракции

Н.К.

10%

50%

90%

98%

начала кристаллизации

вспышки в закрытом тигле

общей

меркаптановой

120-240

12,2

0,7750

145

158

174

218

238

1,49

–

-60

30

43555

–

12

0,12

0

0

–

5


 

 

 

 

Таблица 1.7

Характеристика дизельных  топлив и их компонентов

Температура отбора, °С

 

 Выход на нефть, % мас.

Цетановое число

Дизельный индекс

Фракционный состав, °С

n 20, мм 2 /с

n40, мм 2 /с

Температура, °С

Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива

Содержание

серы, % мас.

Анилиновая точка, °С

10%

50%

90%

96%

застывания

помутнения 

вспышки

150-300

17,0

47

–

182

227

266

285

0,7990

2,50

–

-38

–

50

0,46

1,20

–

150-350

25,6

56

56,1

186

250

318

321

0,8120

4,11

2,18

-21

-19

67

0,57

2,46

–

180-350

22,4

57

–

212

266

320

323

0,8179

4,98

2,64

-19

-17

73

0,59

–

–

200-350

20,3

59

61,6

235

277

322

324

0,8231

5,51

2,86

-18

-15

79

0,61

4,92

–

230-320

11,9

59

–

259

275

291

295

0,8160

4,70

2,51

-22

–

112

0,58

–

–

230-350

17,3

59

59,5

261

288

324

331

0,8284

6,60

3,23

-16

-11

115

0,64

8,61

–

240-350

16,4

60

–

268

296

330

339

0,8298

6,80

3,31

-15

-8

120

0,66

–

–


 

 

 Таблица 1.8

Характеристика сырья  для каталитического крекинга

Температура отбора, °С

Выход на нефть,

% мас.

M

n50, мм2/с

n100, мм2/с

Температура

застывания, °С

Содержание 

сернокислотных смол, % мас.

Содержание серы,

% мас.

Коксуемость, % мас.

Содержание парафино-нафтеновых углеводородов,

% мас.

Содержание смолистых  веществ, % мас.

350-480

23,2

0,9075

331

18,27

4,74

23

14

1,0

0,097

54

2


 

 

Таблица 1.9

Характеристика остатков

Остаток

Выход на нефть,

% мас.

ВУ50

ВУ80

ВУ100

Температура, °С

Содержание серы, % мас.

Коксуемость, % мас.

застывания

вспышки

Выше 300 °С

71,8

0,9390

25,25

4,50

2,61

5

179

2,36

8,91

Выше 350 °С

63,2

0,9545

–

9,43

4,11

11

212

2,54

10,21

Выше 400 °С

54,2

0,9690

–

36,92

8,85

16

244

2,72

12,05

Выше 450 °С

45,0

0,9821

–

–

30,89

21

280

3,05

16,35

Выше 480 °С

40,0

0,9867

–

134,9

45,80

23

302

3,60

18,06


 

 

Таблица 1.10

Потенциальное содержание базовых  дистиллятных и остаточных масел

Температура отбора,

°С

Выход дистиллятной фракции или остатка на нефть, % мас.

Характеристика базовых  масел

Выход базовых масел, % мас.

n50,

мм2/с

n100,

мм2/с

n50/n100

ИВ

ВВК

Температура

застывания,

°С

на дистиллятную фракцию или

остаток

на нефть

350-400

9,0

0,8597

9,26

3,0

–

85,8

–

-26

55,5

5,0

400-450

9,2

0,8941

23,50

5,5

–

85,0

–

-27

67,4

6,2

450-480

5,0

0,9073

36,60

7,4

–

85,6

–

-21

68,0

3,4

Остаток

выше 480

40,0

0,9350

360,00

36,5

9,86

85,0

0,8640

-16

45,5

18,2


 

 

 

Таблица 1.11

Разгонка (ИТК) Западно-сургутской нефти в аппарате АРН-2

и характеристика полученных фракций

 

№

п/п

Температура выкипания фракций при

760 мм рт. ст., °С

Выход на нефть,

% мас.

М

 

n20,

мм2/с

n50,

мм2/с

n100,

мм2/с

Температура, °С

Содержание серы,

% мас.

отдельных фракций

суммарный

застывания

вспышки

1

Газ

0,3

0,3

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2

28-78

3,3

3,6

0,6533

–

1,3729

–

–

–

–

–

Следы

3

78-102

2,8

6,4

0,6980

100

–

–

–

–

–

–

–

4

102-132

2,9

9,3

0,7329

–

1,4129

1,06

–

–

Ниже -61

–

0,07

5

132-163

3,2

12,5

0,7572

–

–

1,20

–

–

–

–

–

6

163-193

3,1

15,6

0,7728

166

1,4350

1,48

1,11

–

-61

–

0,11

7

193-227

3,3

18,9

0,7879

–

–

2,04

1,30

–

-45

–

–

8

227-259

3,2

22,1

0,7995

–

1,4535

2,84

1,67

0,92

-33

90

0,43

9

259-282

3,2

25,3

0,8108

218

–

3,91

2,23

1,17

-26

116

–

10

282-304

3,4

28,7

0,8219

–

1,4675

5,61

2,87

1,39

-18

135

0,62

11

304-324

3,4

32,1

0,8347

–

–

7,98

3,64

1,68

-10

145

–

12

324-340

3,4

35,5

0,8488

265

1,4775

10,97

4,62

1,95

-1

156

0,78

13

340-362

3,4

38,9

0,8617

–

–

15,40

6,20

2,30

6

166

–

14

362-383

3,7

42,6

0,8760

–

1,4900

24,68

8,54

2,87

13

176

1,04

15

383-402

3,4

46,0

0,8902

312

–

–

12,78

3,56

20

186

–

16

402-420

3,5

49,5

0,9021

–

1,5005

–

16,52

4,65

24

195

1,35

17

420-438

3,5

53,0

0,9120

345

–

–

24,35

5,70

28

203

–

18

438-460

3,5

56,5

0,9195

–

1,5100

–

32,23

7,09

29

210

1,40

19

460-480

3,5

60,0

0,9552

386

1,1569

–

41,75

8,62

31

220

1,47

20

Остаток

40,0

100,0

0,9867

–

–

–

–

–

–

–

–


 

 

 

2. ПОСТРОЕНИЕ  КРИВЫХ ИТК, МОЛЯРНОЙ МАССЫ  И ПЛОТНОСТИ НЕФТИ

 

         Для построения кривых ИТК,  молярной массы (М) и плотности (ρ) нефти воспользуемся данными табл.1.11. В табл. 1.11 представлены данные для построения кривых ИТК, М и ρ для Западно-Сургутской (БII-БIII) нефти.

        Кривые  ИТК, молярной массы и плотности  строим на миллиметровой бумаге  формата А3 со следующей точностью:

±0,5 %мас., ±0,002 г/см3 и ±20. Для достижения такой точности рекомендуется следующий масштаб:

     -по абсциссе  – 1 см соответствует 5%;

     -по ординате:

     -по шкале «Температура, 0. Молярная масса» 1 см соответствует 200и                              20 единицам молярной массы;

     -по шкале  «Плотность (), г/см3» 1 см соответствует 0,02 г/см3.

       Для  построения кривой ИТК из табл. 1.11 возьмём значение температуры  конца кипения для первой фракции  из колонки «Температура кипения  фракции» и отложим на ординате. Затем берём выход этой фракции  из колонки «Суммарный выход  фракции на нефть» (в % мас.) и отложим на абсциссе. Далее от ординаты,  отвечающей температуре конца кипения фракции,  проводим горизонтальную прямую вправо до пересечения с вертикальной прямой от абсциссы, отвечающей выходу этой фракции. Аналогичные действия проводим с остальными фракциями и получим точки, соединив которые построим кривую ИТК (см. рис. 2.1).

      Кривые  ИТК дают возможность определить  потенциальное содержание нефтяных  фракций в данной нефти. Кроме  того, кривая ИТК  служит для  построения линий однократного  испарения (ОИ) нефти и кривых  ИТК нефтяных фракций. Линии  ОИ имеют большое значение  для технологических расчётов, так  как большинство процессов переработки  нефти идёт в условиях однократного  испарения нефтепродуктов.

      Поскольку  плотность, молярная масса, вязкость  и другие свойства соответствуют  среднему качеству нефтепродукта,  кривые плотности и молярных  масс строим по среднему качеству отдельных фракций. Для этого от оси абсцисс восстанавливаем перпендикуляры, соответствующие средним температурам кипения фракций, а от оси ординат проводим прямые, соответствующие значениям плотностей и молярных масс (вязкости, содержания серы и т.д.), и отмечаем точки их пересечения. Затем точки пересечения соединяем и получаем соответствующие кривые плотности, молярной массы и т.д..

 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ  ПОТЕНЦИАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ В  НЕФТИ, МОЛЯРНОЙ МАССЫ, ПЛОТНОСТИ  И СРЕДНЕЙ ТЕМПЕРАТУРЫ КИПЕНИЯ  ДЛЯ УКАЗАННЫХ ФРАКЦИЙ

 

В таблице 3.1 представлены средняя  температура кипения, средняя плотность  и средняя молярная масса, полученные на основании кривой ИТК.

 

Таблица 3.1

 

Средние значения температуры кипения, плотности  и молярной массы

 

Фракции,  ͦ С

Средняя температура кипения,  ͦ С

Средняя плотность, г/см3

Средняя молярная масса

28-120

84

0,659

-

120-180

148

0,757

148

180-240

209

0,788

184

240-280

262

0,806

212

280-350

320

0,836

254


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ  ИТК ФРАКЦИЙ НЕФТИ

    Для построения кривых ИТК фракций воспользовался кривой ИТК  нефти (рис.2.1).

      Выделил на кривой ИТК нефти участки соответствующие фракциям, для которых необходимо построить кривые ИТК. Затем соответствующую фракцию, выделенную на ИТК нефти, разбиваем на 7-10 узких фракций с пределами выкипания 5-10  ͦС и по кривой ИТК нефти определил их выход в расчете на  нефть и занес в таблицу, пересчитал в расчете на фракцию и определил их суммарных выход. На основании данных по суммарному выходу узких фракций построил кривую ИТК фракции.

    Кривые ИТК фракций построенные на основание табл. 4.1-4.5 представлены на рис. 4.1-4.5.

 

Таблица 4.1

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции  28-120 оС

Температура выкипания, ͦ С

Выход, % мас.

на нефть

на фракцию

суммарный

28-40

0,6

7,9

7,9

40-52

1,0

13,2

21,1

52-64

0,6

7,9

29,0

64-76

0,6

7,9

36,9

76-88

1,5

19,7

56,6

88-100

1,5

19,7

76,3

100-112

1,2

15,8

92,1

112-120

0,6

7,9

100

Итого

11

100

  

 

Таблица 4.2

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 120-180 ͦ С

 

Температура выкипания, ͦ С

Выход, % мас.

на нефть

на фракцию

суммарный

120-130

1,0

16,1

16,1

130-140

0,8

12,9

29,0

140-150

1,5

24,2

53,2

150-160

0,9

14,6

67,8

160-170

1,0

16,1

83,9

170-180

1,0

16,1

100

Итого

12

100

  

 

 

Таблица 4.3

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 180-240 ͦ С

Температура выкипания, ͦ С

Выход, % мас.

на нефть

на фракцию

суммарный

180-190

1,0

16,7

16,7

190-200

1,0

16,7

33,4

200-210

1,3

21,7

55,1

220-230

1,1

18,2

90,0

230-240

0,6

10,0

100

Итого

5,5

100

  



 

 

Таблица 4.4

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции 240-280 ͦ С

 

Температура выкипания, ͦ С

Выход, % мас.

на нефть

на фракцию

суммарный

240-248

1,0

18,9

18,9

248-256

1,0

18,9

37,8

256-264

1,0

18,9

56,7

264-272

1,0

18,9

75,6

272-280

1,3

24,4

100

Итого

15

100

  
Построение кривых ИТК, плотности и молярной массы нефти, кривых ИТК и линий ОИ нефтяных фракций