Контрольная работа по "Химия нефти и газа"

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

 

Федеральное государственное  бюджетное 

образовательное учреждение

высшего профессионального  образования

«Санкт-Петербургский государственный

инженерно-экономический  университет»

 

Кафедра экономики и менеджмента  в нефтегазохимическом комплексе 

 

Контрольная работа по дисциплине

 

«ХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА»

 

Вариант №10

 

Выполнил:                                                                                         .

(Фамилия И.О.)

 

студент        1     курса 2 года        специальность 080100                                    .

                                           (срок обучения)

 

группа    № зачетной книжки                                                .

 

Подпись _________________________________________________________

 

Преподаватель                                                                              .

                                                          (Фамилия И.О.)

Должность                                                    .

 

Оценка ____________________ Дата ________________________________

 

Подпись _________+______________________________________________

 

 

 

 

 

 

 

 

Санкт-Петербург

2013 г.

 

Задача 5. Напишите структурные формулы следующих углеводородов (названных по «рациональной» и систематической номенклатурам): изобутилена; симм-метилизопропилэтилена; несимм метилизопропилэтилена; 2,3-диметил-1-пентена; 2,2-диметил-3-гексена.

 

Решение:

Изобутилен:    H₃C-С=CH₂

|

CH₃

Cимм-метилизопропилэтилен: CH₃-CH-CH=CH-CH₃

|

CH₃

 

Несимм-метилизопропилэтилен:  CH₃-CH₂-C=CH₂

|

CH₃

 

CH₃

|

2,3-диметил-1-пентен: CH₃-CH₂-CH-C=CH₂

|

CH₃

CH₃

 |

2,2-диметил-3-гексен: CH₃-CH₂-CH=CH-C-CH₃

 |

CH₃

Задача 7. Напишите структурные формулы диметилпиридинов и назовите их.

      

2,3-диметилпиридин 2,4-диметилпиридин  2,5-диметилпиридин

    

2,6-диметилпиридин  3,4-диметилпиридин 3,5-диметилпиридин

 

Вопрос 18. Перегонка и ректификация нефти

Перегонка нефти – процесс  разделения нефти на отдельные фракции  в зависимости от температуры  их кипения.

Фракции, выкипающие до 330-350 ⁰С, выделяются на установках под атмосферным давлением. Отгон из нефти фракций, выкипающих при более высоких температурах, при атмосферном давлении нельзя, т.к. в этих условиях разложение углеводородов начинается раньше, чем их выкипание.

Для более глубокого фракционирования, т.е. выделения масляных фракций, давление в установках понижают до 7-8 кПа. При  этом понижается температура кипения  углеводородов, что позволяет продолжить перегонку и получить не только топливные, но и масляные фракции. Данные установки  называют вакуумными. Атмосферные и  вакуумные установки объединяют в единый комплекс (рис.1):

Рисунок 1Комплексная атмосферно-вакуумная установка переработки нефти

В атмосферных секциях  выделяются следующие фракции:

1) углеводородный нефтяной  газ;

2) бензин, выкипающий в  диапазоне 35–200 °С;

3) топливо для реактивных  двигателей (120–315 °С);

4) дизельное топливо (180–360 °С).

Оставшийся мазут подается в вакуумные секции, где под  вакуумом фракционируется на легкие, средние и тяжелые масла. Если мазут предназначается для использования в качестве котельного топлива, отгоняют только его фракцию. После отгона из мазута масляных фракции или фракций котельного топлива остается гудрон. Гудрон уже при 30—40°С застывает, образуя твердую массу. Его используют как сырье для приготовления битума или масел очень высокой вязкости.

Для перегонки нефть нагревают  в трубчатых печах, нагревающее до 1000 т сырья в 1 час при тепловой нагрузке до 4,2·106 кДж/ч. Из трубчатой печи нагретую до 380°С нефть и испарившиеся фракции направляют в специальную установку, называемую ректификационной колонной, которая представляет собой вертикально установленный прочный металлический цилиндр с наружной теплоизоляцией. Это конструкции, обеспечивающие контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой). В зависимости от внутреннего устройства колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные. Обычно на нефтеперерабатывающем заводе таких установок от двух до пяти.

Первая атмосферная колонна  предс тавляет собой сооружение диаметром 7 метров в нижней и 5 метров в верхней части. Высота колонны – 51 метр. Внутри колонны поперек цилиндра расположены перегородки с отверстиями, прикрытыми колпачками (колпачковые тарелки). Ректификационных тарелок 30–40 штук (рис.2). Часть колонны, лежащая на уровне ввода нагретого в трубчатой печи продукта, является испарительной (эвапорационной) зоной и называется кубом.

Рисунок 2 Ректификационные тарелки

Температура в ректификационной колонне снижается от куба к самой  последней, верхней тарелке. Если в  кубе она 380°С, то на верхней тарелке она должна быть не выше 35–40°С, чтобы сконденсировать и не потерять все углеводороды C₅. Верхом колонны уходят несконденсировавшиеся углеводородные газы С₁-С₄.

Устанавливаются отводы на разной высоте, чтобы получать фракции  перегонки нефти, каждая из которых  кипит в заданных температурных  пределах. Чем более узкие фракции  мы хотим получить, тем выше должны быть колонны, тем больше в них  должно быть тарелок.

Пары из этой зоны поднимаются  в верхнюю часть колонны, проходя  через колпачковые тарелки 2, где могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства 3. В то же время парообразные продукты продолжают пробулькивать через слой жидкости на каждой тарелке. Флегма стекает старелки на тарелку по спускным трубам 3, причем перегородки 4 поддерживают постоянный уровень жидкости на тарелке и этот уровень позволяет держать края колпаков погруженными во флегму.

Принцип действия состоит в том, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков, и площадь соприкосновения пара-жидкость очень высока. В результате пары обогащаются низкокипящими компонентами, а жидкая фаза – высококипящими компонентами. Нефть поначалу перегоняют на широкие фракции: бензиновая фракция (прямогонный бензин) 40–150°С; фракция реактивного топлива (140–240°С), затем дизельная (240–350°С).

 

Вопрос 13. Химическая и технологическая классификация нефтей.

Существуют различные  варианты химической классификации  нефти. Наиболее полно отражает химический состав нефтей классификация Ал. А. Петрова. Химическую типизацию нефтей по этому методу осуществляют на основании группового состава. В табл. 1. приведены критерии отнесения нефтей к соответствующим типам, цифры в скобках означают преимущественно встречающееся содержание углеводородов. Содержание алканов меняется от 6 до 60%, поэтому они определяют разнообразие нефтей.

Углеводороды	Тип нефти
	А1	А2	Б2	Б1
Алканы	15-60 (25-50)	10-30 (15-25)	5-30 (10-25)	4-10 (6-10)
Н- алканы	5-25 (8-12)	0,5-5 (1-3)	0,5	-
Изоалканы	0,05-6,0 (0,5-3)	1-6 (1,5-3)	0,5-6 (0,2-3)	-
Циклоалканы	15-45 (20-40)	20-60 (35-55)	20-70 (35-55)	20-70 (50-65)
Ароматические	10-70 (20-40)	15-70 (20-40)	20-80 (20-45)	25-80 (25-50)

Таблица 1 Углеводородный состав нефтей различных химическх типов фракции 200-430 ⁰С , (%)

Нефти типа А¹ (глубина залегания обычно более 1500 м) относят к нефтям парафинового и нафтено-парафинового основания. Для них характерно высокое содержание бензиновых фракций и низкая смолистость. В насыщенных соединениях содержится до 40-70% алканов.

Суммарное содержание разветвленных алканов в таких нефтях всегда выше концентрации нормальных алканов. Соотношение изо- и нормальных алканов составляет 1:6.

В западносибирском нефтегазоносном бассейне такие  месторождения как Котум-Тепе, Дагаджинское, Русское, Новопортовское, Тайтымское, Малоичское, Самотлорское, Нижн. Табачанское, Наталинское, Верх. Тарское содержат нефти типа А¹.

В зависимости  от распределения парафинов нефти  А¹ делятся на три группы. Для нефтей первой группы ∑nC₁₃-nC₁₅/∑ nС₂₅-nС₂₇  составляет 0,5-1,2,  а для второй от 1,2 до 3 и для третьей от 3 до 8.

Нефть типа А² (найдена в кайнозойских и мезозойских отложениях на глубине 1500-2000 м). Ее относят к нафтено-парафиновым и парафино-нафтеновым нефтям. У этого типа нефтей ниже содержание алканов. При этом наблюдается существенное преобладание изопреноидных алканов над алканами линейного строения. Нефти типа А² значительно реже встречаются чем А¹. В западной Сибири некоторые пласты Самотлорского месторождения содержат нефть типа А².

Нефть типа Б² (глубина залегания 1000-1500 м в кайнозойских отложениях) относят к нефтям парафино-нафтенового нафтено-парафинового основания. В насыщенных углеводородах содержание концентрация циклоалканов достигает 60-75%. Алкановые углеводороды представлены в основном соединениями с разветвленной структурой. Важно отметить, что на хроматограммах нефтей типа Б² пики нормальных и монозамещенных алканов не проявляются.

Нефти типа Б¹ (глубина залегания 500-1000 м) распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных бассейнов. Этот тип нефтей встречается в районе Западной Сибири (месторождение Грязевая сопка, Сураханы, Балаханы, Русское). В нефтях типа Б¹ практически полностью отсутствуют нормальные и изопреноидные алканы. Содержание разветвленных алканов не превышает 10%. В нафтенах преобладают бицик-лические производные.

Установлено, что  распределение нефтей различных химических типов имеет строгие температурные границы. Так нефти типов А², Б², Б¹ располагаются в пластах с температурой 40-70°С, а нефть типа А¹ в пластах с температурой выше 90⁰С. При этом обнаружена общая тенденция независимо от геологического возраста пород с увеличением глубины залегания нефтей наблюдается переход от нефтей типа Б¹ к типу А¹.

В основу технологической  классификации нефтей положены следующие показатели:

-содержание серы,

-плотность, выход фракций,  содержание парафина,

-степень подготовки нефти,

-массовая доля сероводорода  и легких меркаптанов.

Малосернистая нефть содержит не более 0,5% серы, при этом бензиновая и реактивно-топливная фракции – не более 0,1%, дизельная – 0,2%. Сернистая нефть содержит от 0,51 до 2,0% серы, при этом бензиновая фракция – не более 0,10%, реактивно-топливная – не более 0,25%, дизельная – не более 1,0%. Высокосернистая нефть содержит более 2% серы, содержание серы в дистиллятах из этой нефти составляет: в бензиновом – более 0,1%, реактивно-топливном – более 0,25%, дизельном – более 1,0%.

Если нефть содержит не более 1,5% парафина и из этой нефти  возможно можно без депарафинизации получить реактивное топливо, зимнее  дизельное топливо с пределами перегонки 240-350 ⁰С и температурой застывания не выше -45 ⁰С, а также индустриальные базовые масла, то такую нефть относят к малопарафинистым. Если в нефти содержится 1,5-6,0% парафинов и из неё можно без депарафинизации получить реактивное топливо и летнее дизельное топливо с пределами кипения 240-350 ⁰С и температурой застывания не выше -10 ⁰С, то нефть относят к парафинистым.

В настоящее время  в России принята новая классификация  нефтей по ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. Согласно ГОСТу товарную нефть характеризуют по классам, типам, группам и видам. На рис.2 приведена схема классификации и требований к качеству подготовленных на промыслах нефтей по ГОСТ Р 51858-2002.

Рисунок 3 Классификации и требований к нефти по ГОСТ Р 51858-2002

Вопрос 10. Номенклатура, физические и химические свойства азотсодержащих соединений нефти.

Азотистые соединения сосредоточены  в высококипящих фракциях и тяжелых  остатках. Азотосодержащие соединения нефти делят на две большие  группы: азотистые основания и  нейтральные азотистые соединения. Выделено более 50 индивидуальных азотистых  оснований: моно-, ди- и триметилпиридины (метилхинолины), а также их производные, где присутствуют этил-, пропил- и изопропил-, бутил-, циклопентил- и другие заместители.

1- алкиланилин, 2-алкилпиридин, 3-алкилхинолин, 4-алкилакридин.

К нейтральным азотистым  соединениям относят производные  пиррола и амиды кислот. Основная часть нейтральных азотистых  соединений  в нефтяных фракциях представлена производными индола, карбазола и бензокарбазола.