Характеристика Ожгинской нефти и фракций из нее

 

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.
350-500	25,3	0,8975	330	19,51	4,80	36	13	1,77	0,036	59	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	49,4	0,9072	4,09	1,79	1,40	20	191	1,76	4,40
Выше 350 °С	40,0	0,9218	9,18	2,59	1,80	21	220	1,95	5,42
Выше 400 °С	31,6	0,9370	24,65	4,40	2,58	23	254	2,06	7,25
Выше 450 °С	23,3	0,9540	–	11,21	5,10	26	289	2,30	10,92
Выше 500 °С	14,7	0,9699	–	57,24	20,71	28	330	2,75	18,00

 

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	16,7	0,9098	19,5	4,9	–	87,3	–	-26	74,2	12,4
400-500	8,6	0,9130	48,3	9,0	–	85,0	–	-21	57,0	4,9
Остаток выше 500	14,7	0,9059	221,6	26,8	8,27	90,0	0,8302	-23	13,9	2,0

 

 

 

 

 

Таблица 1.11

Разгонка (ИТК) Ожгинской 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	0,92	0,92	–	–	–	–	–	–	–	–	–
2	28-42	2,53	3,45	0,6560	–	1,3742	–	–	–	–	–	0,23
3	42-60	2,49	5,94	0,6703	80	1,3769	–	–	–	–	–	–
4	60-79	2,73	8,67	0,7103	–	1,4000	-	–	–	-	–	0,29
5	79-98	3,18	11,85	0,7312	95	–	-	–	–	–	–	–
6	98-110	2,89	14,74	0,7484	-	1,4205	-	-	–	-	–	0,32
7	110-128	2,94	17,68	0,7595	–	–	-	-	–	-	–	–
8	128-144	3,27	20,95	0,7672	–	1,4297	-	-	-	Ниже -70	-	0,45
9	144-157	2,98	23,93	0,7768	-	–	-	-	-	-	-	–
10	157-174	3,39	27,32	0,7849	138	1,4378	1,07	0,80	-	-63	-	0,56
11	174-190	2,87	30,21	0,7930	–	–	1,31	1,00	-	-55	-	–
12	190-204	2,98	33,19	0,8003	-	1,4446	1,59	1,08	-	-46	-	0,65
13	204-223	3,23	36,42	0,8089	–	–	1,93	1,29	-	-39	90	–
14	223-238	3,02	39,44	0,8178	–	1,4582	2,41	1,54	0,88	-30	100	0,68
15	238-258	3,47	42,91	0,8250	198	–	3,0	1,76	1,01	-23	111	–
16	258-276	3,31	46,22	0,8330	–	1,4697	4,02	2,16	1,11	-15	122	1,14
17	276-295	3,23	49,45	0,8411	-	–	5,09	2,61	1,30	-9	132	–
18	295-311	3,35	52,80	0,8500	–	1,4756	6,45	3,31	1,49	-2	144	1,38
19	311-330	3,23	56,03	0,8567	255	-	8,95	4,13	1,68	5	158	-
20	330-348	3,31	59,34	0,8658	–	1,4857	12,73	5,10	1,95	11	167	1,52
21	348-366	3,31	62,65	0,8720	-	-	-	6,12	2,26	18	178	-

 

 

Таблица 1.11 (продолжение)

 

№ 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
22	366-387	3,35	66,00	0,8787	-	1,4894	-	7,69	2,61	24	188	1,62
23	387-403	3,35	69,35	0,8870	-	-	-	11,40	3,33	29	200	-
24	403-426	3,40	72,75	0,8941	324	1,5052	-	15,77	4,34	34	211	1,72
25	426-448	3,47	76,22	0,9012	-	-	-	23,09	5,28	37	222	-
26	448-467	3,23	79,45	0,9072	-	1,5122	-	30,98	6,51	39	230	1,95
27	467-486	3,35	82,80	0,9142	-	1,5165	-	36,70	7,54	1	240	-
28	486-500	2,53	85,35	0,9172	395	1,5172	-	42,07	8,60	42	246	2,44
29	Остаток выше 500	14,67	100,00	-	-	-	-			-	-	2,75

 

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 Ожгинской 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.

      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	Потенциальное содержание в  нефти, % масс.	Средняя температура кипения, ◦С	Средняя плотность, кг/м3	Средняя молярная масса
110-180	14,0	150	776	124
180-240	11,5	207	806	166
240-300	10,5	270	834	216
300-350	9,5	323	860	256

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. ПОСТРОЕНИЕ КРИВЫХ  ИТК ФРАКЦИЙ НЕФТИ

    Для построения кривых ИТК фракций воспользовался кривой ИТК  нефти.

      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. 4.1-4.4 представлены на рис. 1-4.

 

Таблица 4.1

Исходные данные для построения кривой ИТК фракции  110-180 ^◦С

Температура выкипания, ◦С	Выход, % мас.
	на нефть	на фракцию	суммарный
110-116	0,7	7,0	7,0
116-122	0,7	7,0	14,0
122-128	0,7	7,0	21,0
128-132	0,7	7,0	28,0
132-138	0,7	7,0	35,0
138-142	0,7	7,0	42,0
142-148	0,7	7,0	49,0
148-152	0,7	7,0	56,0
152-156	0,7	7,0	63,0
156-160	0,7	7,0	70,0
160-164	0,7	7,0	77,0
164-170	0,7	7,0	84,0
170-174	0,7	7,0	91,0
174-180	0,9	9,0	100,0
Итого	14,0	100,0	-