Cтраница 1
Определение фракционного состава нефти и нефтепродуктов ведется в строго установленных условиях ( объем сосуда, скорость нагрева и перегонки и пр. Изменение условий перегонки меняет показатели фракционного состава. Поэтому при изучении фракционного состава необходимо знать метод его определения. [1]
Определение фракционного состава нефтей основано на разделении их на отдельные фракции по температуре кипения. При этом дается количественная оценка выхода основных фракций, выкипающих до 300 С. Перегонять более высококипящие продукты не рекомендуется, так как они при этом могут разлагаться. [2]
Определение фракционного состава нефтей и нефтяных фракций проводится в лабораторных условиях. [3]
Определение фракционного состава нефти и нефтепродуктов по ИТК проводят на лабораторных ректификационных колоннах методом периодической ректификации. [4]
Для определения фракционного состава нефти применяют стандартный аппарат для разгонки нефтепродуктов по ГОСТ 1392 - 63, представляющий собой видоизмененный аппарат Энглера-Убеллоде. [5]
Для определения фракционного состава нефти по НТК в течение ряда лет успешно используется расчетный метод [ 71, основанный на закономерности распределения фракций по температурам кипения согласно нормальному закону распределения, если состав анализируемой нефти дополнить так называемым: неучтенным отгоном, т.е. легкими компонентами, потерянными нефтью на пути от пласта до нефтеперегонной аппаратуры. [6]
Методы определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов путем лабораторной перегонки были описаны в гл. [7]
Далее для определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов в зависимости от требуемой четкости погоноразделения, количества продукта, необходимого для последующих исследований, его термической стойкости и других целей в нефтяных лабораториях используются различные виды перегонки. [8]
Относительная ошибка при определении фракционного состава нефтей отечественных месторождений при 200 С по формуле (2.2) составляет около 20 % и объясняется различием содержания в нефтях смол, парафинов и других примесей. Несколько большие отклонения при расчете наблюдаются для среднеазиатских нефтей, проявляющих аномальные и вязкопластичные свойства. Дополнительные исследования позволили установить, что для нефтей ряда регионов: Башкирии, Татарстана, Пермской области, Удмуртии расчеты по формуле (2.2) дают заниженные результаты, для нефтей Западной и Восточной Сибири, Сахалинской области - завышенные. [9]
Относительная ошибка при определении фракционного состава нефтей отечественных месторождений при 200 С по формуле (2.2) составляет около 20 % и объясняется различием содержания в нефтях смол, парафинов и других примесей. Несколько большие отклонения при расчете наблюдаются для среднеазиатских нефтей, проявляющих аномальные и вязкопластичные свойства, Дополнительные исследования позволили установить, что для нефтей ряда ревдонов: Башкирии, Татарстана, Пермской области, Удмуртии расчеты по формуле (2.2) дают заниженные результаты, для нефтей Западной и Восточной Сибири, Сахалинской области - завышенные. [10]
Настоящий стандарт устанавливает метод определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой истинной температуры кипения ( НТК) нефти и нефтепродуктов, установления потенциального содержания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов и получения фракций нефти с целью исследования их группового и индивидуального углеводородного состава. [11]
Одной из первых операций, связанных с определением фракционного состава нефти, является определение количества и состава растворенных в ней углеводородных газов. Для отделения последних сырую нефть в течение 3 - 4 ч подогревают до 150 - 200 С в аппарате ИТК для разгонки нефти. Несконденсировавшиеся газы и легкую головную фракцию углеводородов отбирают раздельно: газ в газометр, головную фракцию в колбу, погруженную в баню со льдом. По окончании перегонки подсчитывают выход этих продуктов в весовых процентах и затем перегоняют в аппарате низкотемпературной ректификации. [12]
Одной из первых операций, связанных с определением фракционного состава нефти, является определение количества и состава растворенных в ней углеводородных газов. Для этого используется газохрома-тографический метод. По полученным хроматограммам определяется количество и состав низкокипящих газообразных углеводородов. Метод низкотемпературной ректификации, применявшийся ранее для этих целей, в настоящее время не используется. [13]
Одной из первых операций, связанных с определением фракционного состава нефти, является определение количества и состава растворенных в ней углеводородных газов. Для отделения последних сырую нефть в течение 3 - 4 ч подогревают до 150 - 200 С в аппарате НТК для разгонки нефти. Несконденсировавшиеся газы и легкую головную фракцию углеводородов отбирают раздельно: газ в газометр, головную фракцию в колбу, погруженную в баню со льдом. По окончании перегонки подсчитывают выход этих продуктов в весовых процентах и затем перегоняют в аппарате низкотемпературной ректификации. [14]
Основным назначением методов лабораторной перегонки и ректификации является определение фракционного состава нефти и нефтепродуктов, который может быть выражен несколькими способами. Методы различаются применяемой для разделения исходной смеси на фракции аппаратурой и способами отбора и фиксации выхода фракций. Ниже рассмотрены основные из этих методов. [15]