Материал: Практикум по химии нефти и основам технологии ее переработки учебное пособие

Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением.

Устройство и действие ректификационных колонн, их типы.

Ректификация – физический метод разделения, основанный на многократном противоточном контакте жидкой и паровой фаз. При этом паровая фаза обогащается низкокипящим компонентом а жидкая – высококипящим.

Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия.

Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Классическая схема такой установки указана на рис. 11.



Рис. 11. Общий вид установки периодического действия
Сырье поступает в перегонный куб 1 на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т.д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки. Далее на рисунке: 2 – ректификационная колонна, 3 – конденсатор-холодильник, 4 – аккумулятор, 5 – холодильник, 6 – насосы.

Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема такой установки показана на рис. 12.



Рис. 12. Общий вид установки непрерывного действия
Сырье через теплообменник 1 поступает в подогреватель 2 и далее на разные уровни ректификационной колонны 3. Нижние фракции разогревают в кипятильнике 4 и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник 5, и далее из аккумулятора 6 частично назад в колонну для орошения, а частично – в дальнейшую переработку легких фракций.

В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента.

Промышленные установки по первичной переработке нефти.

Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).

В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ). Вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).
ПРАКТИКУМ
Определение содержания минеральных примесей в нефтях
К минеральным примесям нефти и нефтепродуктов относятся вода, соли, механические примеси, зола, а также минеральные кислоты и щелочи. Большая часть минеральных примесей содержится в сырой нефти и во время ее переработки может частично переходить в нефтепродукты. Наличие минеральных примесей усложняет переработку нефти и вредно сказывается на эксплуатационных свойствах нефтепродуктов.

Примеси свободных минеральных кислот или щелочей в нефтепродуктах, особенно при повышенной температуре, вызывают коррозию металлических частей машин, двигателей и трубопроводов. Кроме того, при наличии этих примесей уменьшается стойкость нефтепродуктов к окислению. Поэтому нефтяные масла, моторные и котельные топлива даже с ничтожными следами минеральных кислот или щелочей непригодны к употреблению.

2.1. Определение содержания воды по методу Дина и Старка

Рис. 13. Прибор для определения содержания воды в нефти: 1 – электроплитка, 2 – колба, 3 – приемник-ловушка, 4 – водяной холодильник.

Это наиболее распространенный и достаточно точный метод определения количественного содержания воды в нефтях и нефтепродуктах. Он основан на азеотропной перегонке пробы нефти или нефтепродукта с растворителем и заключается в отгонке воды и растворителя от нефтепродукта с последующим их разделением в градуированном приемнике на два слоя. В качестве растворителя используется бензол. Перед употреблением растворитель обезвоживают хлоридом кальция или сульфатом натрия и отфильтровывают.
Приборы, реактивы, материалы: Колбонагреватель или электроплитка, приемник-ловушка Дина-Старка, обратный холодильник, колба круглодонная вместимостью 200 мл, мерный цилиндр, кипелки, сухой бензол, нефтепродукт.
Методика анализа:

Прибор для определения содержания воды (рис. 13) состоит из электроплитки 1, колбы 2, приемника-ловушки 3и холодильника 4. Приемник представляет собой градуированную пробирку объемом 10 мл с конической нижней частью. Цена деления шкалы на участке от 1 до 10 мл равна 0,2 мл, а на участке от 0 до 1 мл – 0,05 мл.

К верхней части пробирки припаяна отводная трубка. Приемник-ловушку присоединяют к колбе и холодильнику на шлифах.

В сухую и чистую колбу 2 наливают 100 мл испытуемого нефтепродукта. Для равномерного кипения в колбу помещают несколько кусочков пемзы или стеклянных капилляров.

Когда прибор собран и укреплен на штативе, пускают воду в холодильник и начинают осторожно нагревать колбу на электроплитке закрытого типа. Нагрев регулируют так, чтобы в приемник-ловушку из холодильника стекали 2 – 4 капли конденсата в 1 с. Нельзя пропускать воду через холодильник с большой скоростью, так как при этом внутри трубки холодильника может конденсироваться влага из воздуха. Через некоторое время пробирка-ловушка наполнится жидкостью, и ее избыток будет стекать обратно в колбу. Если в испытуемом нефтепродукте имеется вода, то она, испаряясь из колбы и конденсируясь в холодильнике, вместе с растворителем также попадает в ловушку, где вследствие разности удельных весов будет быстро отстаиваться в нижнем слое. Когда количество воды в ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой растворителя станет прозрачным, перегонку прекращают. Если отгоняется небольшое количество воды, растворитель иногда долго не становится прозрачным. В этом случае приемник-ловушку помещают на 20мин в горячую воду до осветления растворителя. Приставшие к стеклу ловушки капли воды сгоняют вниз при помощи тонкой стеклянной палочки. После этого измеряют объем отогнанной воды. Если обводненность нефти или нефтепродукта была более 10%, то вся вода от 100 г пробы не поместится в приемнике-ловушке. В этом случае навеску исходных веществ уменьшают до 50, 25 или даже до 10 г.

Массовую долю воды Х (в %) вычисляют по формуле:
Х = (V/G)*100
где V — объем воды в ловушке, мл; G—навеска испытуемого вещества, г.

Результаты работы представляются в виде таблицы:

Образец нефти	Vнефти, мл	Vводы, мл	Х, %
1
2

В выводе сделать заключение о содержании воды в нефти или нефтепродукте.
2.2. Определение содержания механических примесей

Приборы, реактивы, материалы: Беззольный фильтр, стеклянная воронка, бюкс с крышкой, весы аналитические, химический стакан, бензол, нефть или нефтепродукт по заданию преподавателя.

Методика анализа:

Гладкий бумажный беззольный фильтр марки «красная полоса» диаметром 10 – 11 мм помещают в бюкс с крышкой и высушивают до постоянной массы в термостате при температуре 105 – 110 °С. Фильтр взвешивают вместе с бюксом с точностью до 0,0002 г. Пробу испытуемого нефтепродукта тщательно перемешивают в течение 5 мин. Затем 100 г пробы взвешивают в высоком стакане с носиком на технических весах с точностью до 0,1 г и разбавляют двух- или четырехкратным количеством растворителя (бензин или бензол). Смесь нефти или нефтепродукта с растворителем тщательно перемешивают и фильтруют через подготовленный фильтр, вложенный в стеклянную воронку. Сгустки нефтепродукта или твердые примеси, приставшие к стенкам колбы, снимают стеклянной палочкой с резиновым наконечником, с которого затем чистым растворителем смывают эти частицы на фильтр. Стакан и фильтр промывают растворителем до тех пор, пока растворитель не будет совершенно прозрачным и бесцветным. Затем фильтр снимают с воронки, помещают в тот же бюкс и сушат в термостате при температуре 105— 110°С до постоянной массы. Процентное содержание механических примесей х рассчитывают по формуле
,

где а – масса механических примесей, г; g — масса анализируемого продукта, г.

В выводе сделать заключение о содержании примесей в нефти или нефтепродукте.
2.3. Определение фракционного состава нефти и нефтепродуктов

путем прямой перегонки

Вариант 1.

Приборы, реактивы, материалы: Нефть, колба Вюрца, насадка Вюрца, прямой холодильник, алонж, приемники, термометр на 250 ^оС, кипелки, электронагревательный прибор.

Методика анализа:

Собирают установку для перегонки (рис. 14).

Рис. 14. Установка для перегонки: 1 – термометр 2 – насадка Вюрца 3– круглодонная колба 4 – холодильник Либиха 5 – алонж 6 – приемник