Расчет ИТК Тевлинской нефти

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ 

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО  ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 

Кафедра «Химическая  технология переработки нефти и  газа» 
 
 
 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

по дисциплине «Теоретические основы химической технологии топлив и углеродных материалов» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Студент III-ХТ-1                                                                                    

Преподаватель                                                                                     
 
 
 
 
 
 
 
 

Самара 2005

СОДЕРЖАНИЕ 

Введение…………………………………………………………………………………………….………….3

1. Характеристика  нефти и фракций из нее…………………………………….….….…….4

2. Построение кривых  ИТК, молярной массы и плотности  нефти…….….…… 12

3. Определение потенциального  содержания в нефти, молярной  массы, плотности и средней  температуры кипения для указанных  фракций……….13

4. Построение кривых ИТК нефтяных фракций……………………………….……...… 14

5. Построение линий  ОИ нефтяных фракций при атмосферном и

повышенном давлениях  и под вакуумом……………………………………………..……16

Список использованной литературы…………………………………………………………..19

 

ВВЕДЕНИЕ 

    Целью данной курсовой работы является построение кривых ИТК, плотности и молярной массы Тевлинской (БXVI) нефти, а также кривых ИТК и линий ОИ нефтяных фракций при атмосферном и повышенном давлениях и под вакуумом.

    Тевлинско-русскинское  нефтяное месторождение находится  в Ханты- Мансийском автономном округе и входит в Западно-Сибирскую  нефтегазаносную провинцию. Открыто  в 1971 году, освоение началось в 1986 году. Залежи выявлены на глубине 2304-2923 м. Запасы нефти 1,5 млрд. тонн. Среднегодовая добыча нефти 0,7 млн. тонн. Плотность нефти 817-858 кг/м3. Содержание серы 0,7-1,6%мас. 

  1. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕВЛИНСКОЙ (БXVI) НЕФТИ

    Общие физико-химические свойства Тевлинской нефти представлены в таблицах 1.1 – 1.11.

    Таблица 1.1

    Общая физико-химическая характеристика нефти

    М ν20, мм2/с ν50, мм2/с Температура, °С ДНП,

    мм рт.ст.

    		 Содержание, %масс. Парафины Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти Зольность, %масс. Коксуемость, %масс. Выход фракций, %масс .
    вспышки в закрытом тигле застывания при 38°С при 50°С серы азота смол сернокислых смол силикагелевых асфальтенов нафтеновых  кислот фенолов содержание, % масс. температура плавления, °С до 200°С до 350°С
    без обработки с обработкой
    0,8508 212 10,18 4,62 Ниже -35 -8 -24 199 213 0,63 0,10 16,0 10,00 1,10 - - 2,80 54 0,06 0,010 2,88 26,5 53,9
 

 

    Таблица 1.2

    Состав  газов, растворенных в нефти

    Выход на нефть,

    %масс.

    		 Содержание индивидуальных углеводородов, %масс.
    С2Н6 С3Н8 Изо-С4Н10 Н-С4Н10
    1,24 1,5 22,8 13,1 62,6
 

    Таблица 1.3

    Характеристика  фракций, выкипающих до 200°С

    Температура отбора, °С Выход на нефть,

    %масс.
    		Фракционный состав, °С Содержание  серы, %масс. Октановое число (ММ) Кислотность, мг КОН на 100 см3 фракции Давление  насыщенных паров (при 38°С),

    мм рт.ст.

    НК 10% 50% 90%
    28-85 5,9 0,6900 30 42 62 75 0 70,4 - 432
    28-100 8,1 0,7050 34 48 70 87 » 67,4 - -
    28-110 9,6 0,7150 37 50 76 98 » 65,4 - -
    28-120 11,3 0,7200 41 55 82 107 » 64,3 - 323
    28-130 13,0 0,7259 42 59 89 119 » 61,5 - -
    28-140 14,7 0,7300 44 64 97 131 » 58,6 - -
    28-150 16,4 0,7344 45 68 104 142 Следы 56,0 - 220
    28-160 18,3 0,7388 46 69 109 151 - 54,9 - -
    28-170 20,0 0,7431 47 71 114 159 - 53,8 - -
    28-180 21,7 0,7464 48 72 119 167 - 52,7 - -
    28-190 23,5 0,7510 49 74 124 176 - 51,7 - -
    28-200 25,3 0,7552 50 76 129 185 Следы 50,2 - 126

    Таблица 1.4

    Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200°С

    Температура отбора, °С Выход на нефть,

    %масс.
    		Содержание  углеводородов, %масс.
    ароматических нафтеновых парафиновых
    всего нормального строения изомерного строения
    28-60 2,5 0,6528 1,3663 0 13 87 49 38
    60-95 4,8 0,7155 1,4000 3 22 75 41 34
    95-122 4,1 0,7392 1,4155 5 23 72 30 42
    122-150 5,0 0,7611 1,4275 14 20 66 27 39
    150-200 8,9 0,7932 1,4435 22 24 54 21 33
    28-200 25,3 0,7552 1,4242 12 21 67 30 37

Таблица 1.5

    Характеристика  фракций, служащих сырьем для каталитического  риформинга

    Температура отбора, °С Выход на нефть,

    %масс.
    		Содержание  серы,

    %масс.

    		 Содержание  углеводородов, %масс.
    ароматических нафтеновых парафиновых
    всего нормального строения изомерного строения
    62-85 2,6 0,7110 0 3 21 76 42 34
    62-105 6,0 0,7225 » 4 22 74 39 35
    62-140 12,0 0,7369 » 6 23 71 31 40
    85-105 3,0 0,7305 » 4 23 73 35 38
    85-120 5,4 0,7364 » 5 23 72 31 41
    85-180 15,8 0,7602 0,01 14 20 66 27 39
    105-120 2,4 0,7433 Следы 8 22 70 29 41
    105-140 5,8 0,7512 » 11 21 68 28 40
    120-140 3,4 0,7571 » 13 20 67 27 40
    140-180 7,0 0,7812 0,02 19 21 60 23 37

    Таблица 1.6

    Характеристика  легких керосиновых фракций

    Температура отбора, °С Выход на нефть, %масс.
    		Фракционный состав, °С
    , мм2/с
    , мм2/с    		 Температура, °С Теплота сгорания (низшая), кДж/кг Высота некоптящего пламени, мм Содержание  ароматических углеводородов, % Содержание  серы,

    %масс.

    		 Кислотность, мг КОН на 100 см3 фракции Йодное число, мг йода на 100 г фракции Фактические смолы, мг на 100 см3 фракции
    НК 10% 50% 90% 98% начала кристаллизации вспышки в закрытом тигле общей меркаптановой
    120-230 19,3 0,7920 140 150 177 212 222 1,32 5,32 -62 - 43221 25 - 0,01 0 - - -
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1.7

    Характеристика  дизельных топлив и их компонентов

    Температура отбора, °С Выход на нефть, %масс. Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав, °С
    , мм2/с
    , мм2/с    		 Температура, °С Кислотность,

    мг КОН  на

    100 см3 топлива

    		 Содержание  серы,

    % масс.

    		 Анилиновая  точка, °С
    10% 50% 90% 96% застывания помутнения вспышки
    150-350 36,3 50 57 187 270 318 325 0,8380 3,51 1,93 -32 -23 69 - 0,14 67,0
    180-350 31,0 51 56 218 274 320 326 0,8448 4,38 2,31 -26 -21 79 - 0,19 69,0
    200-350 27,4 53 54 235 279 322 327 0,8485 5,16 2,60 -22 -20 - - 0,23 69,4
    240-320 14,7 54 - 256 270 292 298 0,8500 5,55 2,72 -21 -19 - - 0,24 -
    230-320 22,1 - 54 260 283 323 328 0,8536 6,64 3,19 -20 -18 - - 0,27 72,2
    230-350 20,3 54 55 270 290 325 329 0,8554 7,23 3,36 -15 -14 111 - 0,29 -
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    Таблица 1.8

    Характеристика  сырья для каталитического крекинга

    Температура отбора, °С Выход на нефть, %масс.
    		М
    , мм2/с
    , мм2/с    		 Температура застывания, °С Содержание сернокислотных смол, %масс. Содержание серы, %масс. Коксуемость, %масс. Содержание парафино-нафтеновых углеводородов, %масс. Содержание смолистых  веществ, %масс.
    350-480 24,2 0,9067 360 27,30 5,70 22 6 0,81 0,016 61  
 

    Таблица 1.9

    Характеристика  остатков

    Остаток Выход на нефть, %масс.
    		ВУ50 ВУ80 ВУ100 Температура, °С Содержание  серы, %масс. Коксуемость, %масс.
    застывания вспышки
    Выше 300°С 55,4 0,928 9,85 3,88 2,26 18 182 1,10 6,23
    Выше 350°С 46,1 0,938 23,80 5,00 2,80 20 224 1,24 7,25
    Выше 400°С 36,5 0,9494 83,00 12,40 5,90 23 260 1,41 9,16
    Выше 450°С 27,5 0,9642 - 38,20 12,50 26 300 1,56 12,35
    Выше 480°С 21,9 0,9821 - 116,40 34,40 28 322 1,62 15,20
 

    Таблица 1.10

    Потенциальное содержание базовых дистиллятных и  остаточных масел

    Температура отбора, °С Выход дистиллятной фракции или остатка на нефть,

    %масс.

    		 Характеристика  базовых масел Выход базовых  масел,

    %масс.
    , мм2/с
    , мм2/с
    /
    		 ИВ ВВК Температура застывания, °С на дистиллятную фракцию или остаток на нефть
    350-400 18,6 0,8885 20,25 5,00 - 85 - -22 75,2 14,0
    450-480 5,6 0,8920 52,10 9,30 - 85 - -20 51,7 2,9
    Остаток выше 480 21,9 0,9178 433,0 40,10 10,82 85 0,8395 -18 41,1 9,0
 

 

Таблица 1.11

    Разгонка (ИТК) Тевлинской нефти (БXVI, валанжин) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций

    № п/п Температура выкипания фракций при 760 мм рт.ст., °С Выход на нефть,

    %масс.
    		М
    , мм2/с
    , мм2/с
    , мм2/с    		 Температура, °С Содержание  серы,

    %масс.

    отдельных фракций суммарный застывания вспышки
    1 Газ 1,24 1,24 - - - - - - - - -
    2 28-58 2,35 3,59 0,6530 - 1,3665 - - - - - -
    3 58-80 2,76 6,35 0,7041 88 1,3945 - - - - - -
    4 80-98 2,66 9,01 0,7259 96 1,4075 - - - - - -
    5 98-117 2,85 11,86 0,7390 106 1,4154 - - - - - -
    6 117-133 2,77 14,63 0,7522 116 1,4220 - - - - - -
    7 133-149 2,81 17,44 0,7655 125 1,4230 0,93 - - - - -
    8 149-165 2,77 20,21 0,7785 133 1,4365 1,10 - - - - -
    9 165-181 2,88 23,09 0,7900 144 1,4428 1,27 0,72 - - - -
    10 181-202 3,73 26,82 0,8035 155 1,4470 1,56 0,98 - Ниже -60 - -
    11 202-217 2,88 29,70 0,8155 166 1,4560 2,07 1,28 - -52 - 0,05
    12 217-234 2,88 32,58 0,8250 176 1,4618 2,52 1,50 - -44 - -
    13 234-250 2,96 35,54 0,8335 188 1,4662 3,11 1,75 0,82 -37 - 0,11
    14 250-266 3,00 38,54 0,8422 200 1,4710 3,88 2,11 1,02 -29 - -
    15 266-283 3,00 41,54 0,8480 215 1,4750 5,10 2,58 1,24 -22 - 0,23
    16 283-299 2,93 44,47 0,8542 230 1,4785 6,85 3,21 1,44 -16 - -
    17 299-316 3,19 47,66 0,8605 244 1,4821 8,93 3,93 1,68 -11 - -
    18 316-333 3,15 50,81 0,8677 260 1,4860 12,39 4,76 2,00 -5 - 0,41
    19 333-349 3,05 53,86 0,8748 275 1,4895 16,83 6,08 2,31 1 - -
    20 349-367 3,22 57,08 0,8822 290 1,4935 24,11 8,20 2,71 6 - 0,54
    21 367-384 3,22 60,30 0,8904 307 1,4974 37,20 10,96 3,30 12 - -
    22 384-400 3,22 63,52 0,8983 326 1,5010 - 15,93 4,12 16 - 0,72

    Окончание табл.1.11

    № п/п Температура выкипания фракций при 760 мм рт.ст., °С Выход на нефть,

    % масс.
    		М
    , мм2/с
    , мм2/с
    , мм2/с    		 Температура, °С Содержание  серы,

    % масс.

    отдельных фракций суммарный застывания вспышки
    23 400-418 3,27 66,79 0,8981 349 1,5048 - 22,64 5,32 20 - -
    24 418-436 3,27 70,06 0,9118 375 - - 31,80 6,80 24 - 0,85
    25 436-452 2,81 72,87 0,9173 395 1,5123 - 45,00 8,35 27 - 0,91
    26 452-474 3,81 76,68 0,9230 410 1,5161 - 62,10 10,18 30 - 0,95
    27 474-480 1,42 78,10 0,9265 422 1,5193 - 76,60 11,58 33 - 0,98
    28 Остаток 21,90 100,00 0,9821 - - - - - - - 1,62
 
 
 
 
 
 
 
 

 

2. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ  ИТК, ПЛОТНОСТИ И МОЛЯРНОЙ МАССЫ  НЕФТИ 

    Для построения кривых ИТК, молярной массы  (М) и плотности (ρ) вос-пользуемся данными таблицы 1.11. Кривые ИТК, молярной массы и плотности строим на листе миллиметровой бумаги формата А3 со следующей точностью: ±0,5 %мас.; ±0,002 г/см3 и ±2°С.

    Для построения кривой ИТК из таблицы 1.11 берем значение температуры конца кипения для первой фракции из колонки «Температура выкипания фракций» и откладываем на ординате. Затем берем выход этой фракции из колонки «Суммарный выход на нефть» (в %масс.) и откладываем 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 получаем 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 по-строения линий однократного испарения (ОИ) нефти  и кривых ИТК нефтяных фракций. Линии  ОИ имеют большое значение для технологических расчетов. Так как большинство процессов переработки нефти идет 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, и отмечаем точки их пересечения. Затем точки пересечения соединяем и получаем соответствующие кривые плотности, молярной массы.

    На  рис. 2.1 приведены кривые ИТК, молярной массы и плотности нефти.

 

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

Таблица 3.1

Характеристика  фракций нефти

Фракция, °С Выход, %мас.
М tкип. средн., °С
120-180 10,3 0,774 130 150
180-230 9,1 0,811 163 205
230-290 11,0 0,841 199 257
290-350 11,2 0,864 254 317
 
 

 

4. ПОСТРОЕНИЕ  КРИВЫХ ИТК НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ. 

    Для построения кривых ИТК фракций используем кривую ИТК нефти (рис. 2.1). Для этого  на кривой ИТК нефти выделяем участки, соответствующие фракциям, для которых  необходимо построить кривые ИТК. Затем каждую соответствующую фракцию разбиваем на 7-10 узких фракций с пределами выкипания 5-10°С и по кривой ИТК нефти определяем их выход в расчете на нефть и заносим в таблицу, пересчитываем в расчете на фракцию и определяем их суммарный выход (см. табл. 4.1-4.4). На основании данных по суммарному выходу узких фракций строим кривые ИТК фракций (см. рис. 4.1-4.4) 

    Таблица 4.1

    Исходные  данные для построения кривой ИТК  фракции 120-180°С

Температура выкипания, °С Выход, %мас.
на  нефть на фракцию суммарный
120-128 1,3 12,6 12,6
128-135 1,3 12,6 25,2
135-143 1,4 13,6 38,8
143-150 1,1 10,7 49,5
150-158 1,4 13,6 63,1
158-165 1,3 12,6 75,7
165-173 1,4 13,6 89,3
173-180 1,1 10,7 100,0
Итого 10,3 100,0 -
 

    Таблица 4.2

    Исходные  данные для построения кривой ИТК фракции 180-230°С

Температура выкипания, °С Выход, %мас.
на нефть на фракцию суммарный
180-187 1,3 14,3 14,3
187-194 1,3 14,3 28,6
194-202 1,5 16,5 45,1
202-209 1,3 14,3 59,4
209-216 0,9 9,9 69,3
216-224 1,7 18,6 87,9
224-230 1,1 12,1 100,0
Итого 9,1 100,0 -
Расчет ИТК Тевлинской нефти