Отчет по производственной практике в нефтепереработки

В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности  нефти (нефтепродукта), которая равна  отношению плотности нефти (нефтепродукта) при 20⁰С к плотности воды при 4⁰С. Относительная плотность обозначается

Поскольку плотность  воды при 4 ⁰С равна единице, числовые значения относительной и абсолютной плотности совпадают.

Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов различных групп. Допуская аддитивность их объемов, среднюю плотность нефтепродукта находят по правилу смешения.

Расчет по формулам не всегда точен, так как в одних случаях смешение сопровождается расширением смеси (гексан + бензол), а в других - сжатием (нефтяные фракции, существенно различающиеся по плотности).

Существует несколько  методов определения плотности  нефтепродуктов. Выбор того или другого  зависит от имеющегося количества нефтепродукта, его вязкости, требуемой точности определения и отводимого для анализа времени.

Простейшим прибором для определения плотности жидких нефтепродуктов является ареометр.

Для малого количества жидких нефтепродуктов (капли) либо для твердых  веществ (парафина, битума и др.) пользуются методом уравнивания плотности, или методом взвешивания капли: каплю или кусочек испытуемого нефтепродукта вводят в спиртоводный (ρ<1) или водносоляной раствор слабой концентрации (ρ>1) и добавляют в сосуд воду или концентрированный раствор соли до тех пор, пока испытуемый нефтепродукт не перейдет во взвешенное состояние в растворе. В этом случае плотность нефтепродукта равна плотности раствора, которую определяют ареометром.

Более точно (с точностью  до 0,0005) плотность нефтепродукта  определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20 ⁰С и дают показания .

Наиболее точный результат  достигается при определении  плотности пикнометром (до 0,00005). В  зависимости от агрегатного состояния  нефтепродукта (газ, жидкость и твердое  вещество) и его количества применяются пикнометры разной формы и емкости.

Пикнометрический метод  основан на сравнении массы нефтепродукта, взятого в определенном объеме, с  массой дистиллированной воды, взятой в том же объеме и при той  же температуре. Единственным недостатком пикнометрического способа является продолжительность определения.

Практическое значение показателя плотности нефти и  нефтепродуктов очень велико. В сочетании  с другими физико-химическими  константами (температура кипения, показатель преломления, молекулярная масса, вязкость и др.) плотность является параметром, характеризующим химическую природу, происхождение и товарное качество нефти и нефтепродуктов. Так, для фракций с одинаковыми температурами начала и конца кипения плотность наименьшая, если они выделены из парафинистых нефтей, и наибольшая, если они получены из высокоароматизированных нефтей. Фракции, полученные из нафтено - парафинистых нефтей, занимают по плотности промежуточное положение.

 

 

3.2 Молекулярная масса

 

 

Молекулярная масса  нефтей и получаемых из них продуктов - один из важнейших показателей, широко используемый при расчете теплоты парообразования, объема паров, парциального давления, а также при определении химического состава узких нефтяных фракций. Нефть и нефтепродукты представляют собой смеси индивидуальных углеводородов и некоторых других соединений, поэтому они характеризуются средней молекулярной массой, но слово «средний» обычно опускают.

Молекулярная масса  нефтяных фракций тем больше, чем  выше их температура кипения. Наряду с этим выделенные из различных нефтей фракции, выкипающие в одном и том же интервале температур, имеют разные молекулярные массы, так как углеводородный состав этих фракций различен.

Для определения молекулярной массы нефтепродуктов широкое применение получил криоскопический метод, основанный на изменении температуры замерзания растворителя (бензола или нафталина) при добавлении к нему навески нефтепродукта.

В редких случаях для  определения молекулярной массы применяется эбуллиоскопический метод, основанный на изменении приращения температуры кипения растворителя после ввода в него навески испытуемого нефтепродукта.

В практических расчетах при определении размеров реакторов, испарительных и ректификационных колонн необходимо знать мольный объем жидких нефтепродуктов или их паров.

Нефть и нефтепродукты  характеризуются определенным давлением  насыщенных паров, или упругостью нефтяных паров.

 

 

3.3 Давление насыщенных паров

 

 

Давление насыщенных паров является нормируемым показателем для авиационных и автомобильных бензинов, косвенно характеризующим испаряемости топлива, его пусковые качества, склонность к образованию паровых пробок в системе питания двигателя.

Для жидкостей неоднородного  состава, таких, как бензины, давление насыщенных паров при данной температуре является сложной функцией состава бензина и зависит от объема пространства, в которого находится паровая фаза. Поэтому для получения сравнимых результатов практические определения необходимо проводить при стандартной температуре и постоянном соотношении паровой и жидкой фаз. С учетом изложенного выше давлением насыщенных паров топлив называют давление паровой фазы топлива, находящейся в динамическое равновесии с жидкой фазой, измеренное при стандартной температуре и определенном соотношении объемов паровой и жидкой фаз. Температура, при которой давление насыщенных паров становится равным давлению в системе, называется температурой кипения веществе. Давление насыщенных паров резко увеличивается с повышением температуры. При одной и той же температуре большим давлением насыщенных паров характеризуются более легкие нефтепродукты.

Оказалось, что для  алканов нормального строения графики, построенные по этим координатам, представляют собой прямые линии, которые вес сходятся в одной точке (полюсе). В дальнейшем достаточно взять любую точку с координатами температура - явление насыщенных паров углеводорода и соединить с полюсом, чтобы получить зависимость давления насыщенных паров от температуры - для этого углеводорода.

Несмотря на то, что график построен для индивидуальных алканов нормального строения, им широко пользуются в технологических расчетах применительно к узким нефтяным фракциям, откладывая на оси ординат среднюю температуру кипения этой фракции.

Кроме графика Кокса  для пересчета давления насыщенных паров углеводородов и их смесей в зависимости от температуры используется также график Максвелла.

В области высоких  давлений, как известно. Реальные газы не поднимаются законам Рауля  и дальтона. В таких случаях  найденное расчетными или графическими методами давление насыщенных паров уточняется с помощью критических параметров, фактора сжимаемости и фугитивности.

 

 

3.4 Вязкость

 

 

Вязкость является важнейшей  физической константой, характеризующей  эксплуатационные свойства котельных  и дизельных топлив, нефтяных масел, ряда других нефтепродуктов. По значению вязкости судят о возможности распыления и прокачивания нефтепродуктов. В нефтепереработке различают динамическую, кинематическую, условную и эффективную вязкости.

Динамической (абсолютной) вязкостью (n) или внутренним трением называют свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Очевидно, это свойство проявляется при движении жидкости.

Единицей измерения динамической вязкости в системе СИ является Ньютон-секунда  на квадратный метр (Н.с/м²) – сопротивление которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух ее слоев поверхностью 1м², находящихся на расстоянии 1м один от другого и перемещающихся под действием внешней силы 1Н со скоростью 1м/с. Учитывая, что Н/м² – Па, динамическую вязкость часто выражают в Паскаль-секундах (Па. с) или миллипаскаль-секундах (мПа. с).

В системе СГС размерность динамической вязкости дин, с/см². Эта единица называется «пауз» (1пуаз=0,1Па.с).

Кинематической вязкостью (v) называется величина, равная отношению динамической вязкости жидкости и ее плотности при той же температуре.

Единицей кинематической вязкости является м²/с – кинематическая вязкость такой жидкости, динамическая вязкость которой равна 1Н .с/м² и плотность – 1кг/м³.

В системе СГС кинематическая вязкость выражается в см²/с. Эта единица называется «Стокс» (1Ст.=10^-4м²/с).

Нефти и нефтепродукты часто  характеризуются условной вязкостью, за которую принимается отношение  времени истечения через калиброванное  отверстие вискозиметра 200 мл нефтепродукта при определенной температуре (т) ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при температуре 20⁰С. Условная вязкость при температуре (т) обозначается знаком ВУ_т и выражается числом условных градусов.

 

 

3.5 Температура растворения в анилине («анилиновая точка»).

 

 

Анилиновой точкой называют минимальную температуру, при которой  равные объемы анилина и испытуемого  нефтепродукта полностью растворяются, превращаясь в гомогенный раствор. Известно, что растворимость различных групп углеводородов в анилине различна: в нем хорошо растворяются ароматические углеводороды и плохо- парафиновые. С повышением температуры растворимость возрастает, но  также быстрее для ароматических углеводородов и медленнее для парафиновых, т. е. анилиновая точка для первых ниже,  чем для вторых.

Анилиновая точка нефтепродукта (бензин, керосин, дизельное топливо) косвенно характеризует его  групповой  химический состав. Чем выше анилиновая точка, тем более парафинистым является нефтепродукт, чем ниже эта точка, тем больше в нем ароматических углеводородов.

Наиболее распространенным  стандартным способом  определения  анилиновой точки является  метод равных объемов  (ГОСТ 12329-77). Этот метод состоит в следующем. В пробирку наливают по 3 мл анилина и испытуемого нефтепродукта, закрывают пробкой с термометром и мешалкой и помещают во вторую пробирку большего диаметра. Собранный прибор устанавливают в баню. Нагрев бани проводят со скоростью 1-3 ºС/ мин (перемешивая содержимое пробирки) до полной  прозрачности  пробирки, после чего охлаждают со скоростью 0,5- 1,0  ºС∕ мин до появления первых признаков мути. В момент равномерного  помутнения всего содержимого пробирки фиксирует температуру анилиновой точки.

С помощью анилиновой точки по ГОСТ 10245- 62 определяют содержание ароматических углеводородов в нефтяных парафинах. Кроме того, по анилиновой точке  определяют другие, связанные с химическим составом, физико- химические  свойства. Например, рассчитывают дизельный индекс дизельного топлива, по которому определяют цетановое число.

 

3.6 Низкотемпературные  свойства

 

 

Низкотемпературные свойства нефтей и нефтепродуктов (топлив, масел ) позволяют оценивать их подвижность, а также косвенно наличие в них некоторых групп углеводородов. Так, парафинистые нефтепродукты застывают при более высоких температурах, присутствие смолистых веществ понижает температуру застывания. К низкотемпературным характеристикам нефтей и нефтепродуктов относят температуры помутнения, начала кристаллизации, фильтруемости, застывания, плавления.

 

 

3.6.1 Температура помутнения.

 

 

Температурой помутнения считается максимальная температура, при которой в проходящем свете топливо меняет прозрачность (мутнеет) при сравнении с эталонным (параллельным ) образцом.

Температурой помутнения чаще всего характеризуют низкотемпературные свойства дизельных топлив, для них она составляет от 0°С до минус 35°С.

Помутнение дизельных  топлив очень часто обусловливается  присутствием в них какого-то количества н – алканов и примеси воды, которые при охлаждении первыми образуют по всему объёму топлива мелкие кристаллы.

 

 

3.6.2 Температура начала кристаллизации

 

 

Температура начала кристаллизации характеризует низкотемпературные свойства авиационных топлив (бензинов и керосинов), в составе которых  практически отсутствуют н – алканы. Температура начала кристаллизации определяется, так же как и температура помутнения, по ГОСТ 5066-91. По достижении температуры помутнения топливо продолжают охлаждать до появления первых кристаллов.

За температуру начала кристаллизации принимают максимальную температуру, при которой в топливе невооруженным глазом обнаруживаются кристаллы ароматических углеводородов, прежде всего бензола, которой затвердевает при 5·5 °. Эти кристаллы хотя и не приводят к потере текучести топлив, тем не менее, опасны для эксплуатации двигателей, поскольку забивают их топливные фильтры и нарушают подачу топлива. Поэтому по техническим условиям температура начала кристаллизации авиационных и реактивных топлив не должна превышать минус 60 °С.

 

3.6.3 Температура застывания

 

 

Большое значение при  транспортировке и применении нефтепродуктов в зимних условиях имеет их подвижность при низких температурах. Температура, при которой нефтепродукт в стандартных условиях теряет подвижность, называется температурой застывания.

Потеря подвижности  нефтепродукта связана с фазовым  переходом вещества из области обычной  вязкости к структурной. Фазовый переход при понижении температуры в парафинистых нефтепродуктах сопровождается появлением множества кристаллов парафина и церезина, которые образуют сетку - кристаллический каркас. Незастывшая часть нефтепродукта находится внутри сетки и таким образом становится неподвижной. Форма выделяющихся кристаллов зависит от химического состава углеводородной среды, скорость их роста - от вязкости среды, содержания и растворимости парафиновых углеводородов при данной температуре и скорости охлаждения системы. Скорость роста кристаллов прямо пропорциональна концентрации парафиновых углеводородов и обратно пропорциональна вязкости среды.