МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА НЕФТЕПРОДУКТОВ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Химический факультет

Направление Химия

                                                                  Профиль Аналитическая химия

                                                                            Кафедра Аналитической и

экспертной химии

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА НЕФТЕПРОДУКТОВ

Курсовая работа

Выполнила студентка

3 курса, 04301.50 группы

Саранцева Алёна Юрьевна

Научный руководитель

д.х.н., профессор

Лобачева И.В.

                                                                                                                                                                       Работа защищена

                                                                                     «___» _________ 2015 г.                                                                                            Оценка ______________

                                                                                     Зав.кафедрой

                                                                                     д.х.н., профессор

          Лобачёв А.Л. 

         _____________________                                                                                                                          

Самара, 2015

СОДЕРЖАНИЕ

1.     Введение                                                                                                  3

2.     Обзор литературы                                                                                   4

2.1.          Фракционный и химический состав нефти и нефтепродуктов      4

2.2.          Методы определения фракционного состава нефти

и нефтепродуктов                                                                                    5

3.     Экспериментальная часть                                                                        8

3.1.          Реагенты и оборудования                                                              8

3.2.          Методика выполнения определения                                              8

4.     Результаты и их обсуждения                                                                   10

5.     Заключение                                                                                              11

6.     Список использованной литературы                                                       12

1.     ВВЕДЕНИЕ

Важнейшей характеристикой при определении области применения нефтепродуктов является фракционный состав нефти.

Химический и фракционный состав нефтей необходимо знать для выбора наиболее рационального комплекса процессов нефтепереработки, их моделирования, обоснования мощности нефтеперерабатывающих установок, а также для развития представлений о генезисе нефти и решения задач нефтяной геологии.

Нефти различных месторождений заметно различаются по фракционному составу – содержанию лёгких, средних и тяжёлых дистиллятов. Большинство нефтей содержит 15-25% бензиновых фракций, выкипающих до 180, 45-55% фракций, перегоняющихся до 300-350[1].

Целью настоящей работы является рассмотрение методов определения фракционного состава нефтепродуктов.

2.     ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

2.1.          Фракционный и химический состав нефти

Нефть представляет собой сложную многокомпонентную смесь. В её составе обнаружены углеводороды различного строения, многочисленные гетероорганические соединения. Полностью разделить такую смесь на индивидуальные соединения не представляется возможным.

Важным показателем качества нефти является её фракционный состав. Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.

При промышленной перегонке нефти используют не лабораторный метод постепенного испарения, а схемы с однократным испарением и дальнейшей ректификацией. Светлые дистилляты, выкипающие до 350, отбирают при давлении, несколько превышающем атмосферное. При атмосферной перегонке выделяют следующие фракции, название которым присвоено в зависимости от направления их дальнейшего использования:

начало кипения (140) – бензиновая фракция;

140 - 180лигроиновая фракция (тяжёлая нафта);

140 - 220 (180 - 240керосиновая фракция;

180 - 350дизельная фракция (лёгкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят);

Остаток после отбора светлых дистиллятов называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом, при этом в зависимости от направления переработки нефти получают следующие фракции:

для получения топлив

350 - 500вакуумный газойль (вакуумный дистиллят)

>500вакуумный остаток (гудрон)

для получения масел

300 - 400 (350 - 420) – лёгкая масляная фракция (трансформаторный дистиллят)

400 - 450средняя масляная фракция (машинный дистиллят)

450 – 490тяжёлая масляная фракция (цилиндровый дистиллят)

>490

Мазут и полученные из него фракции называют тёмными. Продукты, получаемые при вторичных процессах переработки нефти, так же, как и при первичной перегонке, относят к светлым, если они выкипают до 350и к тёмным, если пределы выкипания 350и выше[2].

Нефти различных месторождений заметно различаются по фракционному составу, содержанию светлых и тёмных фракций. Например, в Ярегской нефти (Коми Россия) содержится 18,8% светлых фракций, а в Самотлорской (Западная Сибирь) – 58,8%[3].

Основными химическими элементами, содержащимися в нефти, являются углерод и водород. Также в нефти содержатся азот, кислород, сера.

В нефтях обнаружены углеводороды почти всех гомологических рядов, кроме алкенов. Нефти различных месторождений сильно различаются по содержанию углеводородов.  Известны нефти с повышенным содержанием алканов, циклоалканов (нафтенов) и аренов.

2.2            Методы определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов

Для облегчения анализа нефтей и нефтепродуктов используют разнообразные методы их предварительного разделения как по молекулярным массам, так и по химическому составу. Для разделения нефти и  выделения различных групп углеводородов и гетероатомных компонентов применяют химические и физические методы. Химические методы основаны на неодинаковой реакционной способности разделяемых компонентов. Физические (физико-химические) методы основаны на различии концентраций компонентов в сосуществующих равновесных фазах.

Простыми условно названы методы разделения, при которых изменение концентрации разделяемых компонентов в сосуществующих фазах достигается лишь благодаря сообщению системе энергии, а сложными – методы с применением дополнительных разделяющих агентов, увеличивающих различие составов фаз.

К физико-химическим методам разделения относят также разнобразные виды хроатографии, различающиеся агрегатным состоянием подвижной и неподвижной фаз[4].

Перегонка – старейший метод разделения нефти на фракции, содержащие компоненты с близкими молекулярными массами, которым удалось выделить из нефтей ряд индивидуальных соединений. Фракционный состав нефти определяют с помощью перегонки при атмосыферном давлении без ректификации на стандартном аппарате. При этом оценивают выход фракций, выкипающих до 300перегонять более высококипящие нефтяные фракции и нефтепродукты при атмосферном давлении не рекомендуется, так как они при этом могут разлагаться.

Для фракционирования масляных фракций вместо насадочнх аппаратов можно применять колонки с вращающимся ротором, имеющие меньшее гидравлическое сопротивление и обеспечивающие получение фракций без разложения вплоть до 550

Для выделения высококипящих масляных фракций возможно использование молекулярной перегонки. Процесс протекает в глубоком вакууме при небольшом расстоянии между поверхностями испарения и конденсации, меньшем, чем длина свободного пробега молекул. В связи с этим испарившиеся молекул не сталкиваются и достигают конденсатора с минимальными затратами энергии. Современные роторные плёночные аппараты позволяют отгонять фракции с температурой кипения до 650 практически без разложения[5].

Ректификация при различных давлениях используется для выделения индивидуальных углеводородов из бензиновых фракций. При этом учитывается, что наиболее пологий характер зависимости давления насыщенного пара от температуры отмечается для н-алканов, более крутая зависимость характерна для алкановизостроения и циклоалканов.

Для разделения смесей углеводородов с близкими температурами кипения, например ареновC₈, необходима сверхчёткая ректификация. Так, для выделения наиболее высококипящего изомера – о-ксилола используют ректификационные колонны, имеющие 100-150 тарелок при кратности орошения (5÷8) : 1.

Одним из методов газоразделения наряду с абсорбцией является низкотемпературная ректификация с использованием таких хладагентов, как аммиак или пропан[6].

В зависимости от условий проведения испытания перегонку при атмосферном воздухе проводят двумя способами.

Метод А – для автомобильных бензинов, авиационных бензинов, авиационных топлив для турбореактивных двигателей, растворителей с установленной точкой кипения, нафты, уайт-спирита, керосина, газойлей, дистиллятных жидких топлив и аналогичных нефтепродуктов.

Метод Б – для нефти и тёмных нефтепродуктов.

При разногласиях в оценке качества нефти и нефтипродуктов применяют метод А.

Сущность метода заключается в перегонке 100 см³  испытуемого образца при условиях, соответствующих природе продукта, и проведении постоянных наблюдений за показаниями термометра и объёмами конденсата[7].

3.        ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Определение фракционного состава смеси ГК проводится по ГОСТу 2177-99. Анализ осуществляется по методу Б для нефти и тёмных нефтепродуктов.

3.1            Реагенты и оборудования

·        Аппарат для разгонки нефтепродуктов;

·        Колба круглодонная вместимостью 100 и 250 см³ ;

·        Термометр типа ТН-7;

·        Цилиндры вместимостью 10 и 100 см³;

·        Секундомер;

·        Электронагреватели с плавным регулированием мощности;

·        Барометр;

·        Смесь ГК;

·        Вода.

3.2            Методика выполнения определения

При большом содержании воды анализируемый нефтепродукт отстаивают и сливают, затем обезвоживают.

В цилиндр помещают 100 см³ испытуемого нефтепродукта и осторожно переливают его в колбу так, чтобы жидкость не попала в отводную трубку колбы. При наливе в колбу нефтепродукт должен иметь температуру примерно 20°С.  В колбу с продуктом вставляют термометр на пробке так, чтобы ось термометра совпадала с осью шейки колбы, а верх ртутного шарика находился на уровне нижнего края отводной трубки.

При перегонке нефтепродукта под трубку холодильника ставят чистый сухой цилиндр так, чтобы трубка холодильника входила в цилиндр не менее чем на 25 мм, но не ниже метки 100 см³ и не касалась его стенок. На время перегонки отверстие цилиндра закрывают ватой. При перегонке тёмных нефтепродуктов, полученных из парафинистых нефтей и имеющих температуру застывания выше минус 5°С температура воды в ванне холодильника в начале перегонки должна быть примерно 50°С, а к концу перегонки может подниматься до 60-70°С.

Далее записывают барометрическое давление и нагревают колбу так, чтобы до падения первой капли конденсата с конца трубки холодильника в цилиндр прошло 10-15 минут. Отмечают температуру в момент падения первой капли конденсата и записывают её как температуру начала перегонки.

Затем мерный цилиндр устанавливают так, чтобы конденсат стекал по стенке цилиндра. Начальную перегонку тёмных нефтепродуктов ведут так, чтобы скорость отгона первых 10 см³ была 2-3 см³ в минуту. Далее перегонку ведут со скоростью 4-5 см³ в минуту.

Колбу нагревают до постоянной температуры, которая после этого начнёт снижаться. Максимальную температуру записывают как температуру конца кипения.

После достижения конечной температуры, прекращают нагрев колбы, дают стечь конденсату в течении 5 минут и записывают объём жидкости в цилиндре.

После прекращения нагрева колбу охлаждают и осторожно выливают горячий остаток из колбы в измерительный цилиндр. После его охлаждения записывают объем остатка.

4. РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЯ

При атмосферном давлении 753 мм рт.ст. была проанализирована смесь ГК по методу Б. Температура начала кипения составляет 45, а температура конца кипения 356 Общий отгон составил 72,5 мл. Результаты проведённого испытания приведены в таблице 1.

Таблица 1

	1 испытание
Температура начала кипения	45
100°С	10,5
120°С	15,5
150°С	24,0
160°С	26,0
180°С	30,5
200°С	35,0
220°С	39,5
240°С	43,5
260°С	48,0
280°С	52,5
300°С	56,5
320°С	60,5
340°С	64,0
350°С	66,0
Температура конца кипения	356

Температура начала кипения соответствует петролейной фракции. Был определён фракционный состав: бензиновая, лигроиновая, керосиновая и дизельная фракции.

5.     ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1.                 Методом перегонки при атмосферном давлении был определён фракционный состав анализируемой смеси ГК:

·                   Петролейная

·                   Бензиновая

·                   Лигроиновая

·                   Керосиновая

·                   Дизельная

2.                 Были изучены методы определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов.

6.     СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.           Химия нефти и газа / Под ред. В.А. Проскурякова, А.Е. Драбкина. М.: СПб: Химия, 1995. – С. 111.

2.           Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1962. 170 с.

3.           Одабашян Г.В., Швец В.Ф. Лабораторный практикум по химии и технологии основного органического и нефтехимического синтеза. М.: Химия, 1992. 31 с.

4.           Справочник нефтепереработчика: Справочник/Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. – Л.:Химия, 1986. – С. 67.

5.           Глубоков Ю.М., Головачева В.А., Ефимова Ю.А. Аналитическая химия. М.: Академия, 2012. 320 с.

6.           Пономарев В.Д. Аналитическая химия. Ч.2. Количественный анализ. М.: Высшая школа, 1982. 288 с.

7.           ГОСТ 2177-99. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.