Нефтегазовый Комплекс Реферат
Нефтегазовый Комплекс Реферат
Главная
Коллекция "Revolution"
Химия
Нефтегазовый комплекс
Исследование состава и свойств нефти, ее качества и направлений переработки. Оценка качества прямогонных фракций нефти и их использования. Изучение вторичных процессов переработки нефти. Анализ состава, свойств и показателей качества природных газов.
посмотреть текст работы
скачать работу можно здесь
полная информация о работе
весь список подобных работ
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
" ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"
Институт дополнительного образования
1.2 Водонефтяная эмульсия. Методы разрушения водонефтяных эмульсий
1.3 Требования, предъявляемые к нефти перед транспортом. Товарная нефть
Тема 2. Фракционирование нефти. Определение потенциального выхода фракций
2.1 Определение потенциального содержания дистиллятных продуктов перегонки нефти с помощью ИТК
2.2 Технологическая классификация нефти.
Тема 3. Процессы ПЕРВИЧНОЙ переработки нефти
3.1 Первичная перегонка нефти на промышленных установках
3.2 Классификация установок первичной перегонки нефти
3.3 Продукты первичной перегонки нефти
3.4 Установки вакуумной перегонки мазута
ТЕМА 4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
4.1 Выбор варианта переработки нефти
ТЕМА5. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
ТЕМА 6. ПОДГОТОВКА И ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ
ТЕМА 7. МЕТОДЫ АНАЛИЗА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА
Понятие «топливо» объединяет вещества, выделяющие (в результате тех или иных преобразований) энергию, которая может быть использована.
Таким образом, энергетическим топливом называются горючие вещества, которые экономически целесообразно использовать для получения в промышленных целях большого количества теплоты. Это является основным требованием, предъявляемым к топливу.
Основными видами органического топлива являются органические вещества: дрова, близкие к ним растительные материалы, торф, уголь, сланцы, нефть и природные газы.
По способу получения топливо подразделяют на природное и искусственное.
Природным топливом являются дрова, уголь, сланцы, торф, нефть, газовые конденсаты и природные газы.
К искусственному относится топливо, полученное в результате термической переработки природного топлива: кокс; брикеты угля; древесный уголь; мазут; бензин; керосин; солярное масло; дизельное топливо; доменный и коксовый генераторные газы; газы подземной газификации.
Топливо также подразделяют на твердое (дрова, уголь, сланцы, торф), жидкое (нефть, мазут, бензин, керосин, солярное масло, дизельное топливо) и газовое (природные газы, искусственные газы и газы подземной газификации).
Тема 1. Подготовка нефти и газового конденсата к транспорту и переработке
Нефть приготавливается к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе. В задачу подготовки к переработке на обоих этапах входит удаление от нефти примесей, которые выходят из скважины вместе с нею: попутного нефтяного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.
Добываемая из нефтепромысловых скважин нефть, строго говоря, нефтью является лишь частично, поскольку вместе с ней из скважины выносится: газ, пластовая вода, содержащая минеральные соли и механические примеси. Углеводородный газ, называемый попутным газом, растворен в нефти и механически смешан с нею, количество его составляет от 10 до 300 м 3 /т нефти и называется газовым фактором скважины.
Содержание пластовой воды в нефти колеблется от 5 до 90% на нефть и называется обводненностью скважины. Причем чем больше эксплуатируется скважина, тем больше воды содержит добываемая нефть в виде эмульсии.
Пластовая вода сильно минерализирована. В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 мг/л.
Механические примеси (до 1% на нефть) состоят из песчинок, пластовой породы, кристалликов минеральных солей, окалины и др.
Все перечисленные примеси являются балластными компонентами нефти, ухудшают ее качество и подлежат удалению. Такую «сырую» нефть нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной подготовки по следующим причинам:
1) высокое содержание растворенного газа в нефти отрицательно в ввиду того, что:
а) увеличивается давление насыщенных паров нефти (Р н.к. ), что снижает безопасность эксплуатации нефтепроводов;
б) увеличиваются потери легких компонентов нефти (при транспорте даже с допустимым Р н. n . потери нефти составляют 2-4% нас.;
в) легкие компоненты попутного газа (С 2 -С 4 ) ухудшают ректификацию нефти.
2) Присутствие пластовой воды в нефти удорожает ее транспортировку по трубопроводам (увеличивается вязкость нефти) и увеличивает энергозатраты на ее испарение и конденсацию при переработке.
3) Наличие в нефти минеральных солей (особенно хлоридов Ca, Mg, Na и др.) придает ей высокие коррозионноактивные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100 0 С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, разрушающей стальное оборудование:
4) При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплоотдачи.
На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. Используется герметизированная схема сбора и подготовки нефти, включающая следующие этапы:
I. Разгазирование нефти (дегазация). Попутный нефтяной газ отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5-1,5% углеводородов до бутана включительно.
Эту растворенную часть газа извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стадии стабилизации нефти
II. Обезвоживание и обессоливание (установки подготовки нефти). В основе процесса обезвоживания и обессоливания лежит разрушение (дестабилизация нефтяных эмульсий), образующихся в результате контакта нефти с водой, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления.
III. Стабилизация нефти (при высоком давлении растворенного газа).
IV. Сортировка и смешение нефти. Оценка качества нефти.
1.2 Водонефтяная эмульсия. Методы разрушения водонефтяных эмульсий
Вода и нефть, взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию «вода в нефти»).
Образуется такая эмульсия за счет турбулизации водонефтяной смеси при движении ее по стволу скважины, через задвижки и штуцеры и по трубопроводам от скважины до узла подготовки нефти. Структура водонефтяной эмульсии схематично показана на рис. 1
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Капли (глобулы) диспергированной воды имеют диаметр (d k ) от 0,1 до 1000 мкм, и каждая из них окружена адсорбированной на поверхности глобул сольватной оболочкой - концентратом высокомолекулярных полярных веществ нефти (смолисто-асфальтовых веществ), называемых эмульгаторами. Наличие этого сольватного слоя толщиной у создает как бы защитную «скорлупу» вокруг каждой глобулы воды, препятствующую слиянию (коалесценции) глобул даже при самопроизвольном столкновении. Интенсивность адсорбции эмульгаторов на поверхности глобул воды определяется тем, что дисперсная фаза (вода) при указанных выше размерах капель имеет огромную межфазную поверхность (десятки квадратных метров в литре нефти). На такой поверхности может адсорбироваться большое количество веществ, стабилизирующих эмульсию.
Устойчивость эмульсий зависит от следующих факторов:
Чем меньше диаметр глобулы, тем медленнее будет глобула оседать в массе нефти и тем более устойчивым будет эмульсия. Согласно формуле Стокса скорость оседания частиц (щ 0 , м/с) в спокойной жидкости (Re<1) описывается формулой:
м - динамическая вязкость нефти, Па?с.
Для того чтобы снизить устойчивость эмульсии и облегчить отделение от нее воды, необходимо, как следует из формулы (1), укрупнить капли воды.
Чем больше прошло времени с момента образования эмульсии, тем толще сольватный слой. Имеет значение и характер гидродинамических воздействий на поток нефти; чем их больше тем меньше диаметр капель, т.е. устойчивее эмульсия.
3. Физико-химических свойств нефти и химического состава эмульгированнной воды.
Из формулы 1 следует, что скорость осаждения капель при прочих равных условиях зависит от плотности нефти ( чем больше сн, тем меньше щ0).
Обратно пропорционально влияет на скорость осаждения капель воды вязкость: снижение ее (например, за счет повышения температуры) также увеличивает скорость осаждения.
Она определяет плотность и вязкость нефти. Кроме того, с повышением температуры меняются состав и толщина сольватного слоя вокруг глобул воды (за счет увеличения растворимости в нефти).
Методы разрушения водонефтяных эмульсий.
Все существующие методы подразделяют на три группы - механические, термохимические и электрохимические. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости осаждения щ 0 взаимодействием в той или иной степени на параметры, определяющие ее по формуле 1.
1. Механические методы. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в сосудах большой емкости, где нефть пребывает в течение 1-2 ч. Метод малопроизводителен и в чистом виде практически не применяется.
2. Термохимический метод . Заключается в вводе в систему деэмульгатора (химического вещества), разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев до 60-100 0 С) и ускорения укрупнения капель воды.
Деэмульгатор вводят в поток нефти в количестве 5-50 г/т нефти.
Термохимический метод в чистом виде используют обычно на промыслах как метод обезвоживания нефти с большой глубиной обессоливания.
3. Электрохимический метод . Этот метод заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменной промышленной частоты и высокого напряжения (15-44 кВ). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, а результате частой смены полярности электродов увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения. Это позволяет достичь глубокой очистки нефти от воды (до 0,1% мас.).
Для достижения глубокого обессоливания нефти электротермо-химический способ осуществляют в две или три ступени с противоточной подачей свежей воды (установки ЭЛОУ НПЗ). При смешении нефти с пресной водой создается искусственная эмульсия (но с низкой соленостью), которую затем разрушают. Число ступеней обессоливания нефти определяется содержанием солей в исходной нефти и устойчивостью эмульсии.
После глубокой очистки на установках ЭЛОУ нефтеперерабатывающих заводов поддерживается содержание воды менее 0,1% мас., солей - менее 5 мг/л; такая нефть пригодна для переработки.
1.3 Требования, предъявляемые к нефти перед транспортом. Товарная нефть
В соответствии с ГОСТР51858-2002 условное обозначение товарной нефти, поставляемой в магистральные нефтепроводы, состоит из четырех цифр:
Тип нефти (по плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовых долей парафина).
Группа нефти (по степени промысловой подготовки).
Вид нефти (по содержанию сероводорода и легких меркаптанов).
По этим признакам регламентированы следующие классификационные нормы:
Класс нефти (по содержанию серы, % мас.):
2.Выход фракции, % не менее, при температуре до:
3. Массовая доля парафина, % не более
2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
3. Массовая доля механических примесей, % не более
4.Давление насыщеных паров, кПа, не более
5.Содержание хлорорганических соединений во фракции выкипа-ющей до 204оС, ppm, не более
1. Массовая доля сероводорода млн-1 (ррm), не более
2. Массовая доля метил-и этилмеркаптанов, ррm, не более
2.1 Определение потенциального содержания дистиллятных продуктов перего нки нефти с помощью ИТК
При перегонке нефти в стандартных условиях на АРН-2 получают кривую ИТК (состав по ИТК), по которой можно установить выход любых фракций (бензиновых, керосиновых, дизельных и др.). Этот выход (в % мас.) принято называть потенциальным содержанием данной фракции в нефти (теоретическим выходом), а суммарный выход фракции до 350 0 С - потенциальным содержанием суммы светлых фракций в нефти ().
В справочной литературе [10] содержатся данные по разгонке для нефти в аппарате АРН-2. По этим данным можно построить кривую ИТК нефти и определить в ней потенциальное содержание фракций (рис.2.1).
t нк - температура начала кипения нефти, о С;
t к к - температура конца кипения нефти, о С;
(о-в) - выход нестабильной бензиновой фракции;
(а-в) - выход стабильной бензиновой фракции (н.к. - 180 0 С);
(о-с) - выход светлых фракций нефти;
(d-c)% - выход вакуумного дистиллята из нефти;
На практике при перегонке нефти имеет значение не то, сколько светлых фракций выкипает в нефти при ее перегонке на АРН-2, а то, сколько светлых нефтепродуктов товарного качества можно получить из нефти при перегонке ее в промышленных условиях. В этом случае
характеристикой нефти является потенциальное количество суммы светлых нефтепродуктов, которые можно получить из данной нефти ()
Отношение / называется отбором от потенциала, выражается либо в %, либо в долях единицы. Величина зависит не только от качества нефти, но и от того, какой ассортимент светлых нефтепродуктов реально получен из данной нефти.
2.2 Технологическая классификация нефти. Технологический индекс
Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществлять по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефти. В основу индексации нефти (в соответствие с ГОСТ 38-01197-97) входят: содержание серы в нефти; потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 0 С; потенциальное содержание и качество базовых масел; содержание парафина в нефти.
Массовая доля фракций, выкипающих до 3500С
Потенциальное содержание базовых масел, % мас.
Массовая доля парафина в нефти, % мас.
Используя эту классификацию для любой промышленной нефти
можно составить технологический индекс, состоящий из пяти цифр.
Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов и ассортимент конечных продуктов.
Тема 3. Процессы ПЕРВИЧНОЙ переработки нефти
Первичная переработка нефти осуществляется на установках обезвоживания и обессоливания нефти, первичной ее перегонки, вторичной перегонке широкой бензиновой фракции.
Обезвоживание и обессоливание - удаление воды и солей из нефти перед подачей ее на переработку, производимые на установках ЭЛОУ. Эффективное обессоливание позволяет значительно уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализаторов, улучшить качество топлив, нефтяного кокса, битумов и других нефтепродуктов.
3.1 Первична я перегонка нефти на промышленных установках
Подготовленная на ЭЛОУ нефть поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции и мазут или гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные нефтепродукты. Поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов в соответствии с вариантом переработки нефти.
Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами: имеет непрерывный характер выкипания, невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих и практически нелетучих смолисто-асфальтеновых и серо-, азот- и металл органических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства нефтепродуктов и затрудняющих последующую их переработку.
Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута - в вакууме. Выбор температурной границы деления нефти при атмосферном давлении между дизельным топливом и мазутом определяется не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка. Так, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300°С, т. е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива низкой вязкости.
Однако такой вариант в настоящее время не является основным. В последние годы для расширения ресурсов дизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга - наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего переработку нефти - на установках атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки (АТ и АВТ) осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно. Для получения же котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки.
Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти зависит от вариантов технологических схем перегонки нефти и мазута и вариантов переработки нефти в целом.
Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяным паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет предотвратить унос капель паровым потоком.
Схемы аппаратурно-технологического оформления перегонки нефти и мазута изображены на рис.3.1.
Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной колонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута.
Рис.3.1. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти (а) и вакуумной колонны для перегонки мазута (б):
1 - секция питания; 2 - сепарационная секция; 3 - сложная колонна; 4 - боковые отпарные секции; 5 - нижняя отпарная секция;
I - нефть; II- дистиллятные фракции; III - водяной пар; IV - затемненный продукт; V - мазут; VI - гудрон; VII - вода.
Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров вверху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.
Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма F n , количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения. Если принять расход избытка однократного испарения равным F n - (0,05-0,07)Д то доля отгона сырья должна быть на величину F n больше отбора дистиллятной фракции.
При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолисто-асфальтеновых, сернистых и металл- органических соединений.
Используемые в промышленности ректификационные системы позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута.
3.2 Классификация установок первичной перегонки нефт и
Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно выбираются для определенного варианта переработки нефти - топливного или топливно-масляного.
При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках AT (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке - на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту - на установках АВТ масляного варианта. Если установки AT имеют только атмосферный блок, то установки АВТ - блоки атмосферной и вакуумной перегонки нефти и мазута соответственно. Иногда строят установки ВТ (чаще как секции маслоблока или для получения остаточного битума).
В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций, а на установках AT при неглубоком топливном варианте получают компоненты моторных топлив и в остатке мазут (котельное топливо).
По глубокому топливному варианту на атмосферном блоке получают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут подвергают дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с выделением широкой дистиллятной фракции и гудрона с последующим их крекированием.
При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологической схемы установки первичной перегонки нефти, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливными фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис. 3.2.
По данной схеме переработка нефти осуществляется в три ступени: атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута, вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона, или с получением широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства битума.
Рис.3.2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти по топливному варианту неглубокой переработки AT (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):
1 - атмосферная колонна; 2 - отпарная секция; 3 - вакуумная колонна;
I - нефть; II-легкий бензин; III-углеводородный газ; IV- тяжелый бензин; К-водяной пар; VI- керосин; VII- легкое дизельное топливо; VIII- тяжелое дизельное топливо; IX- мазут; X- неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XI- широкая масляная фракция; XII- гудрон; XIII- легкий масляный дистиллят; XIV- средний масляный дистиллят; XV- тяжелый масляный дистиллят.
Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость.
Установка АВТ, комбинированная с обезвоживанием и обессоливанием нефти, с двухступенчатой вакуумной перегонкой показана на рис. 3.3.
Рис. 3.3. Комбинированная схема установки АВТ:
1 - электродегидратор; 2 - колонна стабилизации; 3 - атмосферная колонна; 4 - отпарная секция; 5-вакуумная колонна I ступени; 6 - вакуумная колонна II ступени;
I-нефть; II - легкий стабильный бензин; III-сжиженный газ; IV- углеводородный газ; V- тяжелый бензин; VI- водяной пар; VII- керосин; VIII- легкое дизельное топливо; IX -тяжелое дизельное топливо; X- легкий вакуумный газойль; XI- неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XII- легкий масляный дистиллят; XIII- средний масляный дистиллят; XIV- тяжелый масляный дистиллят; XV- гудрон (на деасфальтизацию); XVI- широкая масляная фракция; XVII- утяжеленный гудрон (асфальт)
3.3 Продукты первичной перегонки нефти
В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов установок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефти получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержанию целевых компонентов): бензиновые н.к. - 140 (180) °С, керосиновые 140 (180)-240 "С, дизельные 240-350 "С, вакуумный дистиллят (газойль) 350-490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350-400, 400-450 и 450-500 °С, тяжелый остаток > 500 °С - гудрон. Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефти. В качестве примера в табл. 2 приведены данные по выход; топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефти, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций - содержание фракций до 350 °С в этих нефтях составляет около 46 и 50 % (мас.) соответственно (табл.2).
Температуры выкипания и выход продуктов перегонки нефти на установках АВТ
Нефтегазовый комплекс
Нефтегазовый комплекс РФ. Реферат . География...
Реферат : Нефтегазовый комплекс РФ. Скачать бесплатно и без...
Реферат : Нефтяная и газовая промышленность - Studrb.ru
Нефтегазовый комплекс - реферат - скачать бесплатно
Неполное Рабочее Время Курсовая Работа
Сочинение Рассуждение Заметки На Полях Дневника
Развитие Быстроты Реферат По Физкультуре Кратко
Правовая Охрана Недр Реферат
Сочинение Горе От Ума 4 Действие