Гетероатомные соединения нефти

Объем компонентов, м3
Азот	30
Углекислый газ	90
Сероводород	130
Метан	1350
Этан	1460
Пропан	4680
Изо-бутан	4100
Н-бутан	3390

 

Решение:

Вначале необходимо определить число кмоль компонентов:

где Vm – молярный объем газа, равный 22,4 л/моль (м3/кмоль).

Тогда

nАзот= 1,339кмоль

nУглекислый газ= 4,018кмоль

nСероводород= 5,804кмоль

nМетан= 60,268кмоль

nЭтан= 65,179кмоль

nПропан= 208,929кмоль

nИзо-бутан= 183,036кмоль

nН-бутан= 151,339кмоль

 

Затем определяем массу:

mАзот = 1,339*28 = 37,5 кг

mУглекислый газ = 4,018*44 = 176,786 кг

mСероводород = 5,804*34 = 197,321 кг

mМетан= 60,268*16 = 964,286 кг

mЭтан = 65,179*30 = 1955,357 кг

mПропан = 208,929*44 = 9192,857 кг

mИзо-бутан = 183,036*58 = 10616,071 кг

mН-бутан = 151,339*58 = 8777,679 кг

Молярная доля xi’ компонента выражается отношением числа молей Ni этого компонента к общему числу молей N смеси:

Тогда

x’Азот = 0,197%

x’Углекислый газ = 0,591%

x’Сероводород = 0,854%

x’Метан = 8,864%

x’Этан = 9,586%

x’Пропан = 30,729%

x’Изо-бутан = 26,921%

x’Н-бутан = 22,259%

Массовая доля компонента представляет собой отношение его массы mi к массе смеси m:

Тогда

xАзот =0,117%

xУглекислый газ = 0,554%

xСероводород =0,618%

xМетан = 3,021%

xЭтан = 6,126%

xПропан = 28,802%

xИзо-бутан = 33,261%

xН-бутан = 27,5%

 

Компонент	Объем V, м3	Число кмоль	Молярная масса,  кг/кмоль	Масса,  кг	Молярный процент,  % мол.	Массовый процент,  % масс.
Азот	70	1,339	28	37,5	0,197	0,117
Углекислый газ	350	4,018	44	176,78571	0,591	0,554
Сероводород	190	5,804	34	197,32143	0,854	0,618
Метан	1350	60,268	16	964,28571	8,864	3,021
Этан	1800	65,179	30	1955,3571	9,586	6,126
Пропан	2600	208,929	44	9192,8571	30,73	28,8
Изо-бутан	2400	183,036	58	10616,071	26,92	33,26
Н-бутан	2160	151,339	58	8777,6786	22,26	27,5
Сумма:		679,91		31917,857	100,0%	100,0%

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Задача 2

Найти абсолютную и относительную плотность газа при нормальных условиях (t = 0 °С, Р = 1 атм.), а также плотность этого газа при температуре

t = 100°С и давлении Р = 0,8 МПа, зная массовый состав  газа (% масс.).

Состав газа, % масс.
Азот	3
Углекислый газ	2
Сероводород	4
Метан	58
Этан	14
Пропан	8
Изо-бутан	4
Н-бутан	5

 

 

Решение:

Относительная плотность газа равна отношению массы m газа, занимающего объем V при некоторой температуре и давлении, к массе m1 воздуха, занимающего тот же объем V при тех же температуре и давлении:

Если считать газ идеальным, то при Т=273 К и давлении Р = 1 атм. и V=22,4 м3 масса m равна молекулярной массе M газа. В тех же условиях масса 22,4 м3 воздуха составляет 28,9 кг, откуда относительная плотность газа относительно воздуха равна:

Молярная масса - величина аддитивная, и для смеси ее можно определять по формуле:  

гдеm1, m2, …, mn - массы компонентов смеси;

M1, M2, …, Мn - молекулярные массы компонентов.

Абсолютную плотность газов при нормальных условиях можно найти, зная массу M и объем 1 кмоль газа (22,4 м3), по формуле:

Плотность газа при заданных условиях можно определить по формуле Менделеева-Клапейрона: или.

Тогда 53,83кг/м3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Задача 3

Нефть закачали в резервуар при температуре t1 = 8°С. Определенная плотность составила = 0,850. На следующий день температура нефти поднялась до t2=20°С. Определить плотность нефти при температуре t2 = 16°С.

 

Решение:

Плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и выражается формулой: = − α(t – 20),

где − относительная плотность нефтепродукта при заданной температуре t; − относительная плотность нефтепродукта при температуре 20 °С; α – средняя температурная поправка относительной плотности.

Таблица 6 – Средняя температурная поправка относительной плотности

ρ	α	ρ	α
0,7000-0,7099	0,000897	0,8500-0,8599	0,000699
0,7100-0,7199	0,000884	0,8600-0,8699	0,000686
0,7200-0,7299	0,000870	0,8700-0,8799	0,000673
0,7300-0,7399	0,000857	0,8800-0,8899	0,000660
0,7400-0,7499	0,000844	0,8900-0,8999	0,000647
0,7500-0,7599	0,000831	0,9000-0,9099	0,000633
0,7600-0,7699	0,000818	0,9100-0,9199	0,000620
0,7700-0,7799	0,000805	0,9200-0,9299	0,000607
0,7800-0,7899	0,000792	0,9300-0,9399	0,000594
0,7900-0,7099	0,000778	0,9400-0,9499	0,000581
0,8000-0,8099	0,000765	0,9500-0,9599	0,000567
0,8100-0,8199	0,000752	0,9600-0,9699	0,000554
0,8200-0,8299	0,000725	0,9700-0,9799	0,000541
0,8300-0,8399	0,000725	0,9800-0,9899	0,000522
0,8400-0,8499	0,000712	0,9900-1,0000	0,000515

 

Выражаем :

= +α(t – 20) = 0,850 + 0,000699*(8-20) = 0,841612.

Затем находим :

= − α(t – 20) = 0,841612+ 0,000699*(20-20) = 0,841612.

Список используемой литературы

1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти / Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. – М.: Химия, КолосС, 2005. – 400 с.

2. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. − М.: Химия, 2001. – 568 с.
3. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. − М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

4. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. – Уфа: "Гилем", 2002. – 671 с.

5. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев и др. – СПб.: Недра, 2006. – 868 с.

6. Нефти и газовые конденсаты России. Справочник. В 2 т. Т.2. Нефть Сибири / Под ред. К. А. Демиденко. − М.: «Техника», 2000. – 160 с.

7. Нефти СССР. Справочник. В 4 т. Т.1. Нефти северных районов Европейской части СССР и Урала. – М.: Химия, 1971. – 225 с.

8. Нефти СССР. Справочник. В 4 т. Т.2. Нефти среднего и нижнего Поволжья. – М.: Химия, 1972. – 391 с.

9. Нефти СССР. Справочник. В 4 т. Т.3. Нефти Кавказа и западных районов Европейской части СССР. – М.: Химия, 1972. – 616 с.

10. Нефти СССР. Справочник. В 4 т. Т.4. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и острова Сахалин. − М.: Химия, 1974. – 781 с.

11. ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия».