Дипломная работа на тему: Анализ Нефти. Определение фракционного состава и давления сыщенных паров нефти

Введение

Бензин

Давление насыщенных паров испытуемого нефтепродукта определяют формуле при условии, что известен химический состав нефтепродукта: Рож = Рм - Ратм *(t-tо)/(tо+273), где

Рож - давление насыщенных паров испытуемой жидкости при температуре t, Рм - показания манометра, Ратм - атмосферное давление, tо - температура окружающего воздуха, град. С.

При проведении практических расчетов исходят из допущения: для узкой нефтяной фракции состав паровой и жидкой фаз при испарении существенно не меняется, т. е. давление насыщенных паров зависит только от температуры. Давление насыщенных паров смесей и растворов в отличие от индивидуальных углеводородов зависит не только от температуры, но и от состава жидкой и паровой фаз. Для растворов и смесей, подчиняющихся законам Рауля и Дальтона, общее давление насыщенных паров смеси (Росм) может быть вычислено по формулам:

Росм = рi, и рi = Pio * x'i,

где рi - парциальное давление компонента смеси при заданной температуре, Pio - давление насыщенных паров компонентов смеси, x'i - мольная дольная компонентов смеси.

Поскольку в области высоких давлений реальные газы не подчиняются законам Рауля и Дальтона, то найденное экспериментально давление насыщенных паров уточняют с помощью критических параметров, фактора сжимаемости и фугитивности. Критическим состоянием принято называть состояние вещества, при котором исчезает различие между жидкой и паровой фазами вещества10.

Для каждого вещества существует температура, выше которой оно никаким повышением давления не может быть переведено в жидкость. Эта температура является критической температурой Ткр. Давление насыщенных паров, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением Ркр. Объем паров при критической температуре и давлении называется критическим объемом.

Таблица 2. Критические параметры алканов нефти

Вещество

Ткр, К

Ркр, МПа

Метан

Этан

Пропан

Бутан

Изобутан

Н-пентан

Давление насыщенных паров - это давление, которое развивается парами, находящимися над жидкой фазой в условиях равновесия и при определенной температуре.

Давление насыщенных паров алканов нормального строения и узких нефтяных фракций находят по формуле Ашворта (Па):

lg (РТ - 3158) = 7,6715 - 2,68A/В или

lg (РТ - 3158) = 7,6715 - 2,68f(Т)/f(То)

РТ - давление насыщенных паров при температуре Т, Т - температура кипения при давлении РТ, К; Т0 - нормальная температура кипения, К.

А и В - функции f(Т) от температур Т и То.

А = (1250/(√ Т2 + 108000 - 307,6) ) - 1

В = (1250/(√ Т20 + 108000 - 307,6)) - 1

Данные о давлении насыщенных паров индивидуальных алканов приведены в приложении11. Для определения давления паров нефтяных фракций может быть использован график Кокса. Значения функции f(Т) для различных температур (Т и Т0) приведены в Приложении. Кроме этой формулы есть уравнение Соава для чистых углеводородов и методы Ли-Кеслера, для смесей тяжелых углеводородов - метод Максвелла-Боннела.

В основном давление насыщенных паров характеризует узкие фракции нефтепродуктов. Для нахождения давления насыщенного пара нафтяной фракции по графику Кокса, который дает зависимость ДНП от температуры для углеводородов нормального строения групп от СН4 до С34Н70.

График построен в логарифмических координатах. Для нахождения давления насыщенных паров фракции по графику Кокса на оси игрек устанавливают температуру и проводят горизонталь до линии, соответствующей средней температуре кипения, затем от полученной точки опускают вертикаль до оси абсцисс и находят искомое значение давления.

Расчет давления насыщенных паров фракций нефтепродуктов реально можно провести, только применяя номограммы, созданные на основе экспериментального материала. Номограммы справедливы в основном для индивидуальных углеводородов с определенной температурой кипения.

Для экологических расчетов, расчетов процессов транспортировки и переработки нефти используют уравнение Антуана. Это логарифмическое уравнение определяет зависимость давления насыщенных паров от температуры и физических свойств вещества, выраженных коэффициентами А, В, С. Коэффициенты уравнения Антуана приводят в ряде справочников.

Определение давления насыщенных паров проводят несколькими лабораторными методами, основанных на определении абсолютного давления пара летучей жидкости. Измерения проводят с использованием тензиметра, измерением в бомбе. При измерении давления насыщенных паров в тензиметре вещество помещают в сосуд и запаивают отверстие. Тензиметр охлаждают и откачивают воздух из системы. Затем тензиметр термостатируют при заданной температуре и при выравнивании уровней ртути в нуль-манометре отсчитывают давление насыщенных паров по измерителю прибора.

При проведении анализа в бомбе в измерительной схеме отсутствует нуль-манометр. Предварительно обезвоженный и дегазированный образец запаивают в стеклянной ампуле и помещают ампулу в герметичную бомбу. Откачивают воздух из бомбы и специальным приспособлением разбивают ампулу. Бомбу термостатируют и измеряют измерителем манометра давление насыщенных паров.

Сравнение результатов большого экспериментального объема использования разных методик при определении давления насыщенного пара нефтепродуктов показывает, что чем шире интервал кипения нефтепродуктов, тем больше меняется и давление насыщенных паров. Причем результаты, полученные при измерениях тензиметрическим способом, и стандартным методом ГОСТ 1756, различаются. При тензиметрическом измерении результаты выше. Стандарт устанавливает метод определения абсолютного давления паров летучей сырой нефти и летучих невязких нефтепродуктов.

По ГОСТу 1756-2000 (ИСО 3007-99) давление насыщенных паров нефти и моторных топлив проводят в бомбе Рейда. На рис. 6 приведена схема определения давления насыщенных паров нефтепродуктов. Бомба Рейда состоит из двух камер: топливной и воздушной с соотношением объемов 1:4, соединенных с помощью резьбы. Давление, создаваемое парами испытуемого топлива, фиксируется манометром, прикрепленным в верхней части воздушной камеры. Испытание проводят при температуре 37,8 °С, обеспечиваемой термостатируемой баней. Также заметные расхождения получают для разных фракций.

В связи с этим ГОСТ 1756 разработан для определения давления насыщенных паров летучей сырой нефти, нелетучих невязких нефтепродуктов. Рекомендованный в стандарте метод по Рейду отличается от истинного давления, что связано с присутствием некоторого количества водяных паров, потерями легких углеводородов при отборе проб. В основном метод Рейда дают неплохое соответствие для нефтепродуктов.

Сущность метода Рейда. Жидкостную камеру бомбы Рейда наполняют охлажденной пробой испытуемой нефти и подсоединяют к воздушной камере имеющей температуру 37,8 оС. Собранную бомбу Рейда погружают в баню с температурой 37,8±0,1оС и периодически встряхивают до достижения постоянного давления, которое показывает манометр, соединенный с бомбой. Показание манометра, скорректированное соответствующим образом, принимают за давление насыщенных паров по Рейду

Рис. 6. Аппарат для определения давления насыщенных паров нефтепродуктов. 1 - топливная камера; 2 - воздушная камера; 3 - манометр

Особое внимание при проведении анализа необходимо уделить отбору пробы и подготовке образцов. Пробу перед анализом хранят в специальных контейнерах объемом при температуре не выше 20 °С (рис. 7).

Рис. 7. Способ переноса проб в жидкостную камеру из контейнеров открытого типа

При проведении анализа пробу в контейнере устанавливают в водяную баню, переносят пробу в жидкостную камеру, устанавливают аппаратуру в баню, отрегулированную на температуру 37,8 С.

Выдерживают аппарат в течение 5 мин, снимают показание манометра. Затем вынимают аппарат из бани, опрокидывают, энергично встряхивают и снова помещают его в баню. Для обеспечения условий равновесия повторяют перемешивание и снимают показания прибора не менее пяти раз с интервалами не менее 2 мин. Измерение проводят до тех пор, пока два последовательных показания не будут идентичны, но не долее 20 минут. Манометр сразу снимают и проверяют его показание по манометру, показывающему давление пара по Рейду. Измерения можно проводить, также используя ртутный манометр.

При расчете определяют поправку на изменение давления воздуха и насыщенных паров воды в воздушной камере, вызванное различием между исходной температурой и температурой водяной бани DР, кПа вычисляют по формуле: , где

Ра - атмосферное давление в месте проведения испытания, кПа; Рt - давление насыщенных паров воды при исходной температуре воздуха, кПа; t - исходная температура воздуха, °С; P37,8 - давление насыщенных паров воды при 37,8 °С, кПа. Поправки также приведены в таблице стандарта в зависимости от исходной температуры воздуха.

Определение давления паров в бомбе Рейда дает приближенные результаты, служащие только для сравнительной оценки, например, качества моторных топлив. Более точные абсолютные значения давления насыщенных паров получаются при использовании аппарата НАТИ, с помощью которого давление насыщенных паров топлива можно определить в широком интервале температур и при различных соотношениях между объемами паровой и жидкой фаз.

Более точные результаты значения давления насыщенных паров получают при использовании метода расширения. Суть метода состоит в том, что пробу из герметичного пробоотборника вводят в измерительную камеру. Далее объем за счет движения поршня увеличивают до соотношения объемов паровой и жидкой фаз 4:1. Пробу выдерживают при определенной температуре и фиксируют давление в измерительной камере.

Для проведения измерений по методу расширения разработан прибор АЛП, который работает в ручном и автоматическом режиме. Измерения нефтепродуктов проводят в диапазоне 10-160 кПа и в интервале температур 10 - 60 °С.

Для сопоставления результатов, полученных методом Рейда и методом расширения, приводится формула:

Рр = 2,966 10-3 *Р2 расш + 0,65578*Ррасш - 4,23, кПа.

Заключение

Сырая нефть является природной смесью углеводородов широкого химического состава, содержащая растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей - бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, смазочных масел, битума и кокса. Для определения товарных свойств нефти требуется анализировать состав сырой природной нефти, на основании которого можно установить путь дальнейшего использования нефти и выбрать рациональную схему переработки в товарную нефть.

С химической точки зрения нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, основу которой составляют углеводороды различного строения. Состав и строение нефти различных месторождений нередко сильно отличаются друг от друга. В связи с многообразием составов природной нефти, охарактеризовать нефть четкими физико-химическими свойствами практически невозможно. Для характеристики нефти разработана система классификации природной нефти и нефтепродуктов по физико-химическим свойствам.

Фракционный состав нефти является важнейшим показателем нефти как сложной многокомпонентной системы. Фракционный состав нефти определяют в процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре, что позволяет выяснить основные показатели качественного количественного состава сырой нефти. Определение фракционного состава нефти проводится методом перегонки по нормированным методикам на приборах, позволяющих контролировать температурный диапазон кипения основных компонентов и количественное содержание определенных фракций в нефти.

Определение давления насыщенных паров нефти проводят в основном уже на фракциях, используемых как моторные топлива. Для определения показателей давления насыщенного пара также разработана методики и аппаратура, позволяющая достаточно точно характеризовать качество моторного топлива.

Использованная литература

1. Физико-химические свойства нефтей: статистический анализ пространственных и временных изменений.- Новосибирск: Изд. СО РАН, 2004. - 109 с.

2. Петров А.А. Углеводороды нефти. М: Наука.- 1984.- 263 с.

3. Вержичинская С.В., Джигуров Н.Г. и др. Химия и технология нефти и газа. - М: Форум-ИНФРА-М, 2007.- 400 с.

3. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия.- 2001.- 566 с.

4. Физико-химические свойства нефтей, нефтяных фракций и товарных нефтепродуктов : уч. пос. Федерал. агентство по образованию, Гос. Самар. гос. техн. ун-т. - Самара: Изд. Самарский ГУ.- 2007. - 139 с.

5. Туманян Б.П. Практические работы по технологии нефти и газа. Лабораторный практикум.- М.: Изд. Техника. Тума Групп, 2006. - 160 с.

6. Джеймс Г. Спейт. Анализ нефти. Справочник. СПб: ЦОП "Профессия", 2010.- 480 с.

7. ГОСТ 2177-85. Метод определения фракционного состава нефтепродуктов.

8. ГОСТ 11011-85. Нефть и нефтепродукты. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2.

9. ГОСТ 1756-2000 ИСО 3007-99 Межгосударственный стандарт. Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

10. Нестеров Г.А., Сайфутдинов А.Ф., Бекетов О.Е., Ладошкин В.С.. Возможно ли получение нефтепродуктов высокого качества на мини-НПЗ. 2004. Электронный ресурс: http://www.linas.ru/public/diesel.htm

11. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: справочник /Г. Г. Рабинович, П. М. Рябых, П. А. Хохряков, Ю. К. Молоканов. М.: Химия. 1979. - 566 с.

Приложение

Результаты перегонки по фракциям

Наименование фракции, °С

Выход, % (по массе)

отдельных фракций

суммарный

Газ

НК-62

Остаток - свыше 500 °С

Потери

Номограмма (график Кокса) для определения давления насыщенных паров углеводородов и воды при различных температурах

Номограмма для определения температуры кипения нефтепродуктов в зависимости от давления

Значения функции f(Т) для различных температур (Т и Т0)

Температура, °С

f(Т)

Температура, °С

f(Т)

Оглавление

- Введение 3

- Нефть. Методы исследования нефти

- Фракционный состав нефти. Методы определения

- Давление насыщенных паров. Методы определения

- Заключение 28

- Использованная литература 30

- Приложение