Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Парафинистая нефть содержит парафина


Парафинистая нефть - Справочник химика 21

    Для получения из парафинистых нефтей масел с низкой температурой застывания после очистки масло подвергают депарафинизации — удалению из него высокоплавких парафиновых углеводородов. Масло растворяют в лигроине, жидком пропане или в каком-либо другом низкозамерзающем растворителе. Раствор охлаждают до температуры минус 25—40° С (в зависимости от требуемой температуры застывания масла) и подают на высокооборотные центрифуги, где застывшие углеводороды под действием центробежных сил отделяются от масла. Смесь твердых парафинов с некоторым количеством жидкого масла и примесей, называемую петролатумом, используют для получения твердого белого парафина и церезина. [c.139]     Из малопарафинистых нефтей вида П, можно получать без депарафинизации реактивные и зимние дизельные топлива, а также дистиллятные базовые масла. Из парафинистых нефтей без [c.89]

    Рис, (1.1. Зависимость КТР для системы "масло из парафинистой нефти — фурфурол" [c.209]

    Перегонка нефти с фракционирующим испарителем, оборудо-ваиным отпарными секциями (рис. П1-8), рекомендуется также для получения фракции 200—320 °С, используемой как сырье для производства белково-витаминных концентратов, при перегонке парафинистых нефтей [М].  [c.159]

    Следовательно, с повышением молекулярного веса и температуры кипения парафина его кристаллическая структура становится все более мелкой. При этом повышению температуры кипения соответствует весьма резкое уменьшение размера кристаллов. Для иллюстрации этого на рис. 8 приведена серия микрофотографий последовательных фракций одной из парафинистых нефтей, закристаллизованных в равных условиях. Из рис. 8 видно, что даже при относительно небольшом повышении температуры кипения фракции, например на 50° (от 400 —450° до 450—500°), уменьшаются линейные размеры кристалликов парафина более чем в 2 раза. [c.65]

    Результаты деасфальтизации остатков различного фракционного состава из грозненской парафинистой нефти [c.229]

    Теплота гидрокрекинга фракции 350 — 500 "С се )Нистой парафинистой нефти при разной глубине превращения [c.229]

    Для получения из парафинистых нефтей масел с достаточно низкими температурами застывания в технологию производства масел необходимо вводить процесс депарафинизации. В настоящее время процесс депарафинизации является неотъемлемым звеном технологической цепи нефтеперерабатывающих заводов масляного направления, на которых перерабатывают парафинистые нефти. [c.3]

    Основные свойства к-алканов, в том числе их температуры плавления, начиная от приведены в табл. 5. к-Алканы до тетрадекана С14 с температурами плавления ниже 0° имеют температуру кипения ниже 250° и в масляных фракциях нефтей не встречаются. В дистиллятах дизельных топлив, получаемых из парафинистых нефтей, могут находиться н-алканы до С21 включительно с температурой плавления +40° и температурой кипения при атмосферном давлении 358°. Наиболее тяжелые представители этой группы примерно от Сх, до С21 обусловливают повышенную температуру застывания дизельных топлив и подлежат удалению из него при депарафинизации. [c.41]

    Б качестве растворителя-разбавителя применяют обычно бен-, зиновую фракцию парафинистых нефтей плотностью 0,724— 0,727, кипящую в пределах 75—135° (нафта). Б более совершенных вариантах этого процесса в качестве растворителя используют технический гептан или гексан, которые обладают меньшей растворяющей способностью в отношении парафинов и дают более низкую вязкость рабочего раствора. Перед смешением сырье нагревают до такой степени, чтобы температура раствора в сборном резервуаре была 50—60°. Иногда смесь сырья с растворителем пропускают перед смесителем через однопоточный (т. е. типа труба в трубе ) подогреватель. Далее раствор сырья направляют для охлаждения и кристаллизации в кристаллизационные башни, которые представляют вертикальные сосуды, оборудованные внутри вертикальными охлаждающими змеевиками. В первых по ходу раствора башнях раствор для экономии холода охлаждают депарафинированным продуктом, отходящим из центрифуг на регенерацию. В последних башнях охлаждение ведут испарением жидкого аммиака в змеевиках. [c.175]

    Нафтеновые кислоты в топливах распределяются неравномерно. С увеличением температуры выкипания среднедистиллятных топлив содержание нафтеновых кислот в них возрастает (рис. 4). В керосиновых фракциях по сравнению с бензиновыми содержание нафтеновых кислот увеличивается и в газойлевых фракциях некоторых нефтей повышается до 1,5—2%. Следует отметить, что фракции, полученные из парафинистых нефтей, содержат нафтеновых кислот в несколько раз меньше. [c.50]

    При указанном режиме материальный баланс процесса деструктивной перегонки сернистого мазута смолистой парафинистой нефти примерно таков (в % вес.). [c.63]

    ТО встречающимся значениям эти нефти могут быть охарактеризован, как метано-нафтеновые с незначительным преобладанием нафтеновых УВ над метановыми, значительным - нафтеновых над ароматическими в бензиновой фракции и с большим преобладанием парафино-нафтеновых над нафтено-ароматическими в отбензиненной части нефти. Это легкие, малосмолистые и смолистые, малосернистые и сернистые, парафинистые нефти. [c.20]

    В нефтях V типа, имеющих значительно большее распространение, чем нефти IV типа, еще больше снижена роль метановых и повышена — нафтеновых УВ. Если в IV типе подавляющее большинство нефтей характеризовалось М/Н = 0,4—0,49, то в V типе - М/Н = 0,3-0,39. В V типе, по сравнению с вышеописанными, возросла роль тяжелых и сократилась доля легких нефтей, возрос процент смолистых, малосернистых и мало-парафинистых нефтей. По сравнению с IV типом стратиграфический диапазон нефтей V типа более широк. Они могут быть охарактеризованы как нафтено-метановые, средние по плотности и тяжелые, смолистые, малосернистые, малопарафинистые, со значительным преобладанием нафтеновых УВ в бензинах и незначительным — парафино-нафтеновых над нафтено-ароматическими в отбензиненной части нефти. [c.25]

    Данные табл. 12 иллюстрируют следующие закономерности. Высоко-кипящие фракции таких нефтей, как нефти Калифорнии и некоторые нефти области Голфа, практически не содержат парафиновых углеводородов в противоположность соответствующим фракциям парафинистых нефтей, таких, как многие нефти Мид-Континента или Пенсильвании, содержащие более 20% парафиновых углеводородов. [c.28]

    Часто делается обобщение, не подтверждаемое статистическими данными, что нефти геологически наиболее древнего возраста являются пара-финистыми и содержат легкие фракции, а более молодые нефти принадлежат к нафтеновым. В последнее время это было проверено на основании статистических данных Мак-Небом, Смитом и Беттсом, исследовавшими более двухсот нефтей из большого числа нефтеносных площадей. Глубина залегания, по-видимому, не является первостепенным фактором, за исключением недислоцированных областей, для которых в некоторых случаях она может считаться приблизительно пропорциональной возрасту. Многие горизонты, залегающие близ дневной поверхности, могут быть разрушенными эрозией например, некоторые скважины в Пенсильвании дают геологически более старые нефти с глубины 20 м. Мак-Неб, Смит и Беттс отмечают, что вышеприведенные результаты показывают, что имеются существенные доказательства прогрессивной эволюции сырых нефтей от первоначально образующихся тяжелых циклических нефтей, которые обнаружены в более молодых осадочных породах, и до более легких парафинистых нефтей, содержащих большей частью низкомолекулярные компоненты и обычно находящиеся в продуктивных горизонтах древнего возраста или большой глубины . Это полностью подтверждает выводы, полученные Бартоном в результате более ограниченного исследования. Эти соотношения не всегда строго соблюдаются и наблюдаются значительные отклонения по причинам, указанным ниже. [c.80]

    Конверсия за проход имеет величину порядка 15—23%. В газовой фазе сырье крекируется лишь на 12%. Оптимальная величина конверсии зависит от вида сырья. Для парафинистых нефтей оптимальной будет конверсия 20—25 %, а для нафтеновых— только половина этого значения [170]. [c.316]

    В табл. 2 по данным Н. Ф. Богданова и Т. И. Правенькой (ГрозНИИ) приводятся основные свойства фракции парафинового дистиллята ряда парафинистых нефтей Советского Союза и Румынии. Там для сравнения приведены свойства такой же фракции, выделенной из нескольких малопарафинистых нефтей. [c.26]

    Этим требованиям удовлетворяет соответствующим образом очищенная прямогонная фракция из малосернистой парафинистой нефти. Содержание ароматических углеводородов нежелательно, так как это может вызвать обесцвечивание тканей или слишком эффективное удаление натуральных масел из шерсти и т. д. [41]. [c.562]

    Сырьем современных и перспективных установок по производству жидких парафинов для микробиологической промышленности является фракция дизельного топлива 200—320 "С, выделенная из парафинистых нефтей типа мангышлакской или ромашкинской. Для получения этой фракций предложена схема вторичной перегонки товарного дизельного топлива. В работе [12] выполнено сравнение этой схемы с модернизированными схемами установок АТ пли атмосферных блоков установок АВТ. Получение фракции 200—320 °С непосредственно на установках АВТ без их дооборудования значительно снижает отбор этих фракций, а на мощных установках оказывается вообще невыгодным. Рекомендуемая схема [c.219]

    Последняя обладает также противокоррозионными и моющими свойствами. Эффективность присадок очень ярко выражена в парафинистых нефтях. Дистиллятные масла более восприимчивы к депрессор-ным присадкам, чем остаточные [c.200]

    Впрочем они могут быть также и генераторами кристаллического парафина. Перегонка битумов и асфальтов, получаемых из парафинистых нефтей, может привести к получению дестиллатов с заметным содержанием парафина. [c.128]

    Линии I — сырая нефть II — отходящие газы (парафиновые углеводороды) III —легкий бензин IV — средний бензин V — тяжелый бензин (бензин-растворитель, лаковый бензин) VI — керосин VII — дизельное топливо VIII — легкий газойль IX — остаток от атмосферной перегонки на перегонку под вакуумом X — отходящие пары вакуумной перегонки XI — тяжелый газойль XII — веретенное масло XIII—дистилляты машинного масла (а — легкий, б — средний, а — тяжелый) XIV — цилиндровое масло XV — остаток вакуумной перегонки асфальт из сильно ароматизированных нефтей, цилиндр — сток из парафинистых нефтей. [c.18]

    Физико-химические свойства углеводородов, а также содержание сернистых, азотистых, кислородных соединений зависит от месторождения нефти. Имеются, например, малосернистые, сернистые, нафтенистые, парафинистые нефти и др. [c.6]

    Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) концентрируются в тял елых нефтяных остатках (ТНО) — мазутах, полугудронах, гуд-рог ах, битумах, крекинг-остатках и др. Суммарное содержание САВ в нофтях в зависимости от их типа и плотности колеблется от долей прс центов до 45 %, а в ТНО — достигает до 70 % масс. Наиболее богаты САВ молодые нефти нафтено-ароматического и ароматического типа. Таковы нефти Казахстана, Средней Азии, Башкирии, республики Коми и др. Парафинистые нефти — Марковская, Доссорская, Сураханская, Бибиайбатская и некоторые другие — совсем не содержат асфальтенов, а содержание смол в них составляет менее 4 % масс. Ниже приводится содержание асфальтенов и СМС л в некоторых отечественных нефтях (в % масс.)  [c.75]

    При неизменной кратности растворителя с повышением тем — пературы увеличивается содержание растворенных компонентов сыр1.я и при достижении определенной температуры, называемой КТР, и выше этой температуры сырье полностью смешивается с растворителем, образуя гомогенную, то есть однофазную систему. Кривая растворимости масляного сырья в растворителях может бьсть различной в зависимости от качества сырья и типа растворителя. На рис. 6.1 представлена в качестве примера типичная кривая растворимости масляного дистиллята парафинистой нефти в фурфуроле внутри этой кривой находится область существования двух фаз, вне ее — область полной взаимной растворимости. [c.209]

    Для современных промышленных установок, перерабатывающих типовые восточные нефти, рекомендуются следующие фракции, из которых составляются материальные балансы переработ-. ки бензин 62—140°С (180°С), керосин 140 (180)-240°С, дизельные топлива 240—350 °С, вакуумные дистилляты 350—490 °С (500 °С), тяжелый остаток — гудрон >490(500 °С). Нефти сильно различаются по фракционному составу. Некоторые нефти богаты содержанием компонентов светлых, и количество в них фракций, выкипающих до 350 °С, достигает 60—70 вес. %. Фракционный состав нефтей играет важную роль при составлении и разработке технологической схемы процесса, расчете ректификационной системы и отдельных аппаратов установки. Температуры выкипания отдельных фракций зависят от физико-химических свойств, нефти. Последние учитываются при разработке и выборе схем первичной переработки, аппаратурном и материальном оформлении установки. Так, при переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей — депарафинизацион-ные установки по обеспарафиниванию фракций, особенно кероси-но-газойлевых. Для проектирования новых установок необходимо разработать соответствующий регламент и получить нужные рекомендации. [c.23]

    В отношении способности кристаллизоваться и температур плавления особое место среди различных углеводородов занимают углеводороды ряда алканов нормальной структуры СпНгп+г- Начиная с первого представителя этого ряда — метана, все углеводороды данной структуры образуют при застывании кристалличе-> скую твердую фазу. Эти углеводороды являются важной состав-р ной частью практически всех промышленных нефтей, а в парафинистых нефтях составляют основную массу их твердых кристаллических компонентов. При характеристике твердых углеводородов других рядов и структурных групп их температуры плавления целесообразно сравнивать с температурами плавления к-алканов равного молекулярного веса или с равным содержанием атомов углерода в молекуле. [c.41]

    Среди ранних работ, проведенных по изучению природы и состава твердых углеводородов остаточного происхождения, после известных исследований Залозецкого [271 и Гурвича [28] должны быть отмечены выполненные в ГрозНИИ А. Н. Сахановым, Л. Г. Жердевой и Н. А. Васильевым [29, 10] исследования твердых углеводородов остаточного происхождения ( церезинов ), выделенных из сураханской и грозненской парафинистых нефтей. В результате проведенных исследований авторы пришли к выводу, что эти углеводороды являются в основном алканами, но имеют разветвленное строение. Этим авторы и объяснили отличие их свойств от свойств твердых углеводородов, входяш их в состав парафинов дистиллятного происхождения. Было высказано предположение, что входяпще в состав так называемого церезина твердые углеводороды якобы образуют даже свой самостоятельный гомологический ряд. [c.53]

    По физико-химическим свойствам нафтеновые кислоты, выделенные из средних дистиллятов бакинских нефтей, заметно отличаются друг от друга. Плотность, коэффициенты рефракции, молекулярные веса нафтеновых кислот, извлеченных из тяжелых наф-тено-ароматических нефтей, больше, чём соответствующие показатели кислот из дистиллятов алкановых и циклано-алкановых нефтей. Кислотные числа обычно выше у нафтеновых кислот, извлеченных из дистиллятов легких нефтей, за исключением сураханской парафинистой нефти. [c.50]

    Нефти VIII типа, также не имеющие легких фракций, как и нефти VII типа, отличаются от последних сокращением роли парафино-нафтеновых УВ. Резко повышается процент очень тяжелых, высокосмолистых нефтей, появляются высокосернистые и высокопарафинистые нефти, и увеличивается количество парафинистых нефтей. Нефти VIII типа лишены бензиновой фракции и имеют примерно равное соотношение парафи- [c.25]

    Сернистость нефтей меняется менее определенно. Нефти I-VI типов (недегазированные) — малосернистые, лишь в нефтях VII-IX типов увеличивается процент сернистых и в IX типе высокосернистых нефтей. Что касается содержания твердых парафинов, то нефти первых трех типов (метановые, метано-нафтеновые, нафтено-метановые) в основном парафинистые и высокопарафинистые, нефти IV типа (нафтено-метано-ароматические) парафинистые, а V типа (нафтено-ароматические) малопарафинистые. В VI типе встречены как малопарафинистые, так и парафинистые нефти, в VII — малопарафинистые, а в VIII и IX — парафинистые. [c.26]

    В табл. 14 приведены данные о распределении циклопарафинов в узких (55,5°) фракциях тяжелого газойля из нефти месторождения Уэбстер, а также данные о числе углеродных атомов в боковой цепи на одну молекулу ароматических циклопарафиновых углеводородов. Как показывают эти данные, число колец в циклопарафиновых углеводородах (как И в ароматических) постепенно увеличивается с увеличением пределов выкипания фракций. Эта общая закономерность справедлива для любой нефти, но варьирует в зависимости от происхождения нефти. В пределах выкипания, упомянутых выше, моноциклические и бициклические циклопарафиновые углеводороды преобладают в нефти месторождения Уэбстер, моноциклические углеводороды — в более парафинистых нефтях Восточного Тексаса и Мичигана, бя-, три- и тетрациклические — в более нафтеновой нефтц месторождения ]VIиpaндo. Число углеродных атомов в боковой [c.36]

    Для мид-континентских нефтей характерны некоторые региональные различия. Нефти Оклахомы-Канзаса, часто рассматриваемые как классические мид-континентские нефти, содержат значительные количества бензиновых фракций (от 25 до 40%) и немного серы (от 0,2 до 0,4%) и асфальтенов (содержание кокса в остатках от 3 до 6 %), поэтому из них может быть получено очень вязкое смазочное масло. Канзасские нефти содержат больше серы и менее парафинисты нефти из Северного, Центрального и Восточного Тексаса более парафинисты и содержат меньше серы. С другой стороны, нефти из Западного Тексаса и Панхендл-Тексаса типичны по содержанию серы (более 1,5 %) и могут быть отнесены к промежуточному гипу. [c.53]

    В месторождениях прибрежной низменности Мексиканского залива (область Голфа) в течение 50 лет добывается нефть промежуточно-нафтенового основания, большого удельного веса, с низким содержанием бензиновых фракций, с малым содержанием или без твердых парафинов и с высоким выходом дистиллятных смазочных масел с большим содержанием нафтеновых углеводородов. Тяжелые фракции и остатки часто содерн ат значительное количество асфальтеновых веществ и используются как котельное топливо [17, 34, 41]. Существуют, однако, исключения так, иногда нефть из более глубоких горизонтов обладает малым удельным весом, содержит много бензиновых фракций и некоторое количество серы [33, 34]. Эта нефть представляет собой сырье дпя получения прямо генного бензина с высоким октановым числом, являющегося компонентом для смешения. Смазочные масла, свободные от твердых парафинов и имеющие низкую температуру застывания, обладают значительными преимуществами, пока не будут разработаны методы дспарафинизации высоковязких фракций парафинистых нефтей. В 1952 г. в области Голфа было добыто 22%. всей добычи в США и 11% мировой добычи. [c.54]

    Нефти дакийского яруса нафтенового основания характеризуются отсутствием твердых парафинов и довольно высоким содержанием асфальтовых веществ. Нефти меотического яруса содержат парафин и принадлежат к промежуточному типу. Общее содержание бензина и керосина иногда достигает 60 и 70%, и от 10 до 15% сырья для смазочных масел извлекается из нафтенгвой нефти, не содержащей твердых парафинов нефти или из парафинистой нефти. [c.57]

    Дальний Восток. Нефти Индии и Индонезии, Борнео, Ивы, Суматры, Бирмы и Лссама [15, 20, 24, 38, 42] близки друг к другу. Для поверхностных свит характерны тяжелые нефти, не содержащие твердых парафинов неко юрые из них могут использоваться в качестве топлива без перегонки или какой-либо другой переработки. По мере увеличения глубины залегания нефти становятся легче и в итоге добываются парафинистые нефти с высоким содержанием бензиновых и керосиновых фракций. [c.58]

    Влияние света на нефтепродукты наблюдалось с первых шагов нефтепереработки. Опубликовано, что неочищенные фракции, особенно нестабильной нефти, быстрее темнеют при облучении солнечным светом. В наибольшей степени это справедливо для крекинг-дистиллятов. Противоположное действие солнечный ввет оказывает при отбеливании светлых нейтральных масляных дистиллятов парафинистых нефтей для этого их подвергают облучению светом в широком мелком лотке на поверхности воды примерно в 155 мм слое. Способность нефтепродуктов несколько выпариваться, а иногда и в достаточной степени окисляться используется в производстве эмульсированных дистиллятов, применяемых в очистке шерсти. [c.150]

    Правильный выбор сырья и метода очистки гарантирует отсутствие в продукте значительных количеств ароматики. Так, сернокислотная очистка керосина, полученного из парафинистых нефтей, позволяет удалить ароматику и олефины, образовавшиеся при переработке.,  [c.462]

    Абсорбционные масла, приготовляемые из парафинистых нефтей, имеют лучшие абсорбционные свойства, чем полученные из нефтей других типов. Из закона Рауля о понижении давления пара следует, что из двух абсорбентов лучшим будет тот, чей молекулярный вес меньше. Однако было найдено, что закон Рауля не всегда справедлив для реальных жидкостей [43]. Вилсон п Уайлд (Wilson and Wylde [44]) нашли (для четырех растворителей), что по мере уменьшения молекулярного веса увеличивались отклонения от закона Рауля. Наблюдаемые отклонения были достаточно велики, чтобы частично компенсировать влияние изменения молекулярного веса. Эти авторы использовали фракции смазочных масел нефтей из Калифорнии, Мексиканского залива, Пенсильвании и касторовое масло (молекулярный вес в этом ряду растет). Значительное влияние оказывает также давление. Теория соблюдается до давлений 7 ат, при давлениях 35—55 ат отклонения достигают 70 % н становятся равными 100 % при 105 ат [45]. [c.470]

    Производство масел из парафинистых нефтей. Содержание парафина в масляных фракциях обычных парафинистых нефтей увеличивается с повышением молекулярного веса фракций — приблизительно от 250 (нижний предел молекулярного веса смазочных масел) до 1000 и выше. Однако увеличение содержания парафина не носит характера прямой зависимости. Для того чтобы получить приемлемого качества смазочное масло, надо из соответствующих фракций удалить парафин. Ниже описаны процессы депарафинизации легких дистиллятов с получением очищенного твердого парафина и, в качестве остатка, — церезина и петрола-тума. Парафинистые дистилляты после депарафинизации имеют вязкость 8—15 СП при 38° С (что соответствует 50—75 сек но вискозиметру Сейболт-Упиверсал ). [c.493]

    Экстракционные бензины [61—65]. Бензины в достаточно широких масщтабах используются для процессов экстракции. Сюда относится экстрагирование остаточного масла из жмыхов касторовых и соевых бобов, семени хлопчатника, зерен пшеницы. Растворителем, используемым в качестве экстрагента, в вышеописанных случаях служит гексано-гептановая фракция с пределами кипения 65—120° С. Там где извлекаемые из жмыхов масла являются съедобными или предназначены для целей очистки, необходимо иметь стабильный экстрагент, полностью лишенный остаточного запаха или привкуса. Для получения такого экстрагента вполне пригодны прямогонные продукты из нейтральных (не содержащих нафтеновых кислот) парафинистых нефтей. [c.564]

    Рядом исследователей изучалась возможность получения битумов из парафинистых нефтей с использованием вакуумной перегонки и нагрева до температуры крекинга [107—109]. При одинаковом фракционном составе наименьшей термической стабильностью отличаются парафиновые углеводороды, а наибольшей— голоядерные ароматические. Таким образом, можно рассчитывать, что уже легкий крекинг позволит расщепить и затем отогнать парафиновые углеводороды, отрицательно влияющие на свойства битумов. [c.81]

chem21.info

Парафинистая нефть - Большая Энциклопедия

Парафинистые нефти являются в настоящее время главным источником технического получения парафина.  [1]

Парафинистые нефти ( некоторые содержат до 8 % парафина) имеют высокие бензиновые потенциалы, беспарафинистые представляют собой масляные сорта.  [2]

Парафинистые нефти выделяются в особую группу тяжелых парафинистых нефтей, которые не имеют массового распространения и характерны лишь для отдельных районов, самым типичным из которых является Мангышлак. Для сбора и транспорта высокопарафинистых нефтей требуются специальные мероприятия - путевой подогрев нефти, термообработка или же комбинация этих двух способов.  [3]

Парафинистые нефти и агрегативно-устойчивые концентрированные водо-нефтяные эмульсии облают свойством самопроизвольного увеличения прочности структуры TO во времени и восстановления структуры после ее механического разрушения.  [4]

Парафинистые нефти - нефти, содержащие значительное количество растворенных парафинов. Все нефти содержат в своем составе нек-рое количество парафинов, содержание их колеблется от 0 2 до 30 % массы и более. Нефть как сырье для получения топлива и масел по содержанию парафинов подразделяется на 3 вида: малопарафинистые ( до 1 5 % парафинов), парафинистые ( от 1 5 до 6 0 %) и высокопарафинистые ( св.  [5]

Парафинистые нефти и фракции перед взятием навески нагревают на водяной бане до полного расплавления парафина и вносят в стаканчик предварительно нагретым капилляром. После внесения навески в стаканчик рекомендуется протереть марлей внешнюю поверхность его, чтобы на ней не остался анализируемый продукт.  [6]

Парафинистые нефти являются в настоящее время главным источником технического получения парафина. Производство его осуществляется на специальных парафиновых заводах и в основном заключается в следующем.  [7]

Парафинистая нефть 122 Парафиновый гач 160 Парафины 224 и ел.  [8]

Парафинистые нефти имеют гораздо меньшую оптическую активность, по сравнению с нафтеновыми вефтями.  [9]

Парафинистая нефть в процессе движения по лифтовым трубам и дальше по промысловым коммуникациям выделяет твердый парафин, который в виде плотной массы осаждается на стенках труб и трудно удаляется. Кроме того, парафин откладывается еще в емкостях в виде шлама и в цистернах в процессе перевозки нефти.  [10]

Парафинистая нефть 122 Парафиновый гач 160 Парафины 224 и ел.  [11]

Парафинистые нефти отличаются относительно высокой температурой застывания, которая зависит от состава и содержания в нефти парафина: чем его больше, тем температура застывания выше, от содержания легких фракций нефти: чем их больше, тем ниже температура застывания, и пр. Температура застывания парафинистой нефти зависит также и от содержания в ней асфальто-смолистых веществ. Температура застывания парафинистой нефти понижается после ее термообработки. Первые имеют низкую температуру застывания, обычно минусовую, а вторые относительно высокую температуру, близкую к нулевой и доходящую до - - 25 С и более. Гидравлический расчет труб при перемещении по ним бесструктурных парафинистых нефтей можно производить по тем же формулам, что и для простых нефтей, однако, как и для эмульсионных нефтей, в указанные формулы следует подставлять эффективную вязкость, по которой определяют режим движения нефти и соответствующую ему формулу расчета. Гидравлический расчет структурированных парафинистых нефтей при температурах значительно больших, чем температура застывания нефти, можно осуществлять также по указанным формулам, так как при этом вязкость нефти практически может быть постоянной. При более низких температурах, особенно близких к температуре застывания, вязкость нефти в изотермических условиях уже практически не является постоянной, она зависит от градиента скорости, а последняя от напряжения сдвига. Это положение распространяется и на условно неструктурированные парафинистые нефти при температурах, близких к температуре застывания. Но ввиду того, что такие температуры при движении этих нефтей по трубе в промысловых условиях почти не имеют места, то и образования структуры в них но всему сечению трубы не наблюдается. Условно неструктурированные парафинистые нефти встречаются чаще, чем структурированные.  [12]

Парафинистые нефти являются одним из основных видов сырья для получения моторных топлив. Именно по этой причине вопросы каталитических превращений предельных углеводородов имеют столь значительный удельный вес в общем объеме исследований по катализу. К настоящему времени в мировой литературе накоплен огромный фактический материал, относящийся к превращениям углеводородов на твердых контактах. Однако, несмотря на высокий уровень экспериментальной техники и прежде всего методов качественного и количественного анализа сложных смесей углеводородов, этот материал не дает оснований для глубоких теоретических обобщений. Установленные закономерности носят частный характер и не имеют большой предсказательной силы.  [13]

Ясамальская парафинистая нефть идентична карачухурской и калинской нижних отделов.  [14]

Приволжские парафинистые нефти содержат кислот в 20 - 30 раз меньше, чем нафтено-ароматические азербайджанские. Общее содержание кислот, в том числе переходящих в дистиллят из нефти, возрастает с температурой кипения фракций. Преобладающая часть этих кислот переходит из нефти во фракцию при ее получении, не являясь таким образом продуктом непосредственного окисления компонентов топлива. Имеются нефти, очень богатые кислотами. Так, во фракции 200 - 370 СС румынской нефти верхнего горизонта содержится 6 5 - 7 2 % нафтеновых кислот.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Поделиться ссылкой:

http://www.ngpedia.ru

legkoe-delo.ru

Парафин из сернистых парафинистых нефтей

    ТО встречающимся значениям эти нефти могут быть охарактеризован, как метано-нафтеновые с незначительным преобладанием нафтеновых УВ над метановыми, значительным - нафтеновых над ароматическими в бензиновой фракции и с большим преобладанием парафино-нафтеновых над нафтено-ароматическими в отбензиненной части нефти. Это легкие, малосмолистые и смолистые, малосернистые и сернистые, парафинистые нефти. [c.20]

    В последние годы наиболее широкое применение парафин получил в качестве сырья для химической переработки, главным образом для производства синтетических н ирных кислот. Увеличение спроса на парафин, особенно для химической переработки его в жирные кислоты, привело к расширению сырьевых ресурсов для его производства. В настояш ее время производство парафина увеличивается в основном за счет выработки его из сернистых парафинистых нефтей. [c.58]

    Выбор схемы производства базовых масел определяется качеством перерабатываемого нефтяного сырья (содержанием сернистых, асфальто-смолистых веществ и парафина). На российских НПЗ для производства масел в большинстве случаев используются смеси сернистых парафинистых нефтей, добываемых в Западной Сибири и Волжско-Уральском регионе. Принципиальная схема производства масел из нефтей этого типа приводится на рис. 117. [c.183]

    С целью выявления влияния исходных парафино-нафтеновых углеводородов на их вязкостно-температурные свойства после загущения изучали парафино-нафтеновые углеводороды близкой вязкости, выделенные из маловязких масел различных нефтей (см. табл. 1, образцы 1, 2), существенно различающиеся по вязкостным свойствам при низких температурах и по ИВ (табл. 2). При добавлении равных количеств одинаковых присадок приемистость парафино-нафтеновых углеводородов из малосернистых малопарафинистых нефтей была несколько больше, чем у парафино-нафтеновых углеводородов из сернистых парафинистых нефтей. Об этом можно судить по индексу вязкости образцов. [c.144]

    Большинство нефтей Второго Баку относится к типу смолистых, сернистых, парафинистых нефтей. Содержание парафина в них составляет 4—6%. Эти нефти являются серьезным сырьевым ресурсом для производства товарных парафинов. [c.218]

    Используя классификационные индексы, химический тип нефти можно представить в виде формулы. Например, нефть метановая средняя малосмолистая малосернистая парафинистая — 1.2. См1- Ср). Прг, нефть дегазированная с преобладанием парафино-нафтеновых УВ тяжелая высокосмолистая сернистая малопарафинистая — VI 1.3, Смз. Ср . Пр1. [c.19]

    Путем дилатометрического анализа исследовано фазовое состояние парафинов и церезинов, а также различных фракций парафиновых углеводородов с широким диапазоном температур плавления (30—70 °С). Таким образом, изучена вся основная масса парафиновых углеводородов, содержащихся в масляных фракциях восточных парафинистых сернистых нефтей, и, следовательно, впервые охарактеризовано фазовое состояние наиболее легкоплавких парафинов. [c.361]

    Температура, при которой появляются аномалия вязкости и структурообразование, характеризуемое отношением максимальной и минимальной величин вязкости, находится в прямой зависимости от содержания парафина в мазуте. В этом отношении мазуты из парафинистых сернистых нефтей имеют самую неблагоприятную характеристику. [c.291]

    Парафино-нафтеновые углеводороды разного строения различаются по восприимчивости к загущающей присадке ПМА В . Полициклические парафино-нафтеновые углеводороды из малосернистых малопарафинистых нефтей характеризуются несколько большей приемистостью к присадке, чем малоциклические пара-фино-нафтеновые углеводороды, обогащенные парафиновыми цепями, из парафинистых сернистых нефтей. [c.148]

    В настоящее время нефти классифицируют по ГОСТ 9665—62. Согласно этой классификации нефти делятся по содержанию в них а) серы (малосернистые, содержащие до 0,5% серы, и сернистые — свыше 0,5%), б) парафина (малопарафинистые — до 1,5% парафина, парафинистые — 1,51—6% и высокопарафинистые — более б ), в) смол (малосмолистые — до 17% смол, смолистые—18—35% и высокосмолистые — свыше 35%), по октановой характеристике бензинов, свойствам масляных фракций и остатков и другим признакам. [c.31]

    Выбор направления переработки нефти определяется рядом факторов, важнейшими из которых являются ее состав и свойства. Четкому выбору оптимального варианта переработки в значительной степени содействует разработанная в СССР классификация нефтей. В ее основу, как это видно из табл. 3, положены содержание серы в нефтях (до 0,5% масс. — малосернистые, 0,51 — 2% масс. — сернистые и более 2% масс. — высокосернистые), а также в светлых нефтепродуктах содержание парафина (до 1,5% масс. — малопарафинистые, 1,51 — 6% масс. — парафинистые и более 6% масс. — высоко-парафинистые) содержание топливных фракций, выкипающих до 350 °С (три типа — Ti, Тг п Тз) потенциальное содержание базовых масел (четыре группы — Mi, Мг, Мз и М4) индекс вязкости базовых масел (две подгруппы—Hi и Иг) суммарное содержание масляных углеводородов (ИВ выше 85 или в пределах 40—85). [c.29]

    Для производства масел используются нефти, различающиеся содержанием парафина, сернистых и асфальтосмолистых веществ, а также потенциальным содержанием масел и их качеством. В настоящее время наиболее массовым сырьем для производства масел являются смеси сернистых парафинистых нефтей, к числу которых относятся смеси западно-сибирских (самотлорская, сос-нинская, усть-балыкская и др.) и волго-уральских (туймазинская, ромашкинская) нефтей. Свойства масляных фракций ряда нефтей, из которых вырабатывается большая часть масел в СССР, приведены в табл. 2.39, данные по пстспциальному содержанию в них масел — в табл. 2.40. [c.195]

    Фракции дизельных топлив из низкозастываюш.их несернистых нефтей только защелачиваются для удаления нафтеновых кислот фракции дизельных топлив из сернистых парафинистых нефтей, получаемые прямой перегонкой, крекингом и коксованием, должны подвергаться гидроочистке для удаления сернистых соединений и денарафинизации карбамидом для удаления парафина [c.277]

    Были сопоставлены вязкостно-температурные свойства загущенных парафино-нафтеновых углеводородов из маловязкого масла сернистых парафинистых нефтей (образец 5) и сконцентриро- [c.145]

    Сернистость нефтей меняется менее определенно. Нефти I-VI типов (недегазированные) — малосернистые, лишь в нефтях VII-IX типов увеличивается процент сернистых и в IX типе высокосернистых нефтей. Что касается содержания твердых парафинов, то нефти первых трех типов (метановые, метано-нафтеновые, нафтено-метановые) в основном парафинистые и высокопарафинистые, нефти IV типа (нафтено-метано-ароматические) парафинистые, а V типа (нафтено-ароматические) малопарафинистые. В VI типе встречены как малопарафинистые, так и парафинистые нефти, в VII — малопарафинистые, а в VIII и IX — парафинистые. [c.26]

    Так, переработку нефтей малосернистых высокопарафини-стых (мангышлакской) и высокосернистых парафинистых (ар-ланской) осуществляют по топливному варианту с одновременным получением фракций бензина, керосина, дизельного топлива, вакуумного газойля и гудрона. При этом керосиновую фракцию из малосернистон парафинистой нефти используют как растворитель (уайт-спирпт) дизельное топливо и вакуумный газойль подвергают депарафинизации для получения соответственно жидких и твердых парафинов из гудрона получают сернистый электродный кокс. Фракции из высокосернистых нефтей — керосиновую, дизельную, вакуумный газойль — подвергают гидро-обессериванию для получения соответственно товарных реактивного и дизельного топлив, сырья каталитического крекинга. Гудрон используют в производстве остаточных и окисленных битумов, подвергают висбрекингу для получения котельного топлива. [c.70]

    Значительно труднее исследовать углеводородный состав средних фракций нефти, что видно на примере изучения ромашкинской и арланской нефтей. Обе нефти отличаются высоким содержанием сернистых соединений (содержание серы 1,8 и 2,84%), смолистых веществ (9,9 и 20,3%) они могут быто отнесены к парафинистым нефтям (содержание парафина 4,9 и 4,7%). Исследование нефтей [c.105]

    Из табл. 1, содержащей данные по физико-химической характеристике речицких нефтей, видно, что нефти, отобранные из подсолевых отложений (скв. 40, 42), содержат менее 0,5 вес.% серы и в соответствии с ГОСТ 912—66 являются малосернистыми, а нефти из межсоле-вых отложений (скв. 8, 36)—сернистыми. Подсолевые нефти содержат больше фракций, выкипающих до 200 и 350 °С, по сравнению с межсолевыми. Все речицкие нефти являются парафинистыми (содержание парафина от 3,6 до 4,6 вес.%) и смолистыми (содержание смол силикагелевых от 6,4 до 9,9 вес. 7о)- [c.12]

    Кроме научной классификации нефтей, существует также в Советском Союзе технологическая классификация. Во-первых, нефти делятся по содержанию серы на сернистые и малосернистые. К сернистым относятся нефти с содержанием серы более 0,6%. Во-вторы.х, нефти в зависимости от содержания твердого парафина делятся на парафинистые, если содержание его превышает 2—3%, на слабопарафинистые и беспараф инистые, если содержание парафина соответственно меньше. [c.231]

    Однако индексы вязкости загущенных парафино-нафтеновых углеводородов из разных нефтей не определяют ях вязкостные свойства в области низкие температур. Парафино-нафтеновые углеводороды из маловязкого масла малопарафинистых малосернистых нефтей, характеризующиеся значительно меньщим содержанием парафиновых цепей и большей цикличностью средней молекулы, при одинаковом значении ИВ после загущения имеют при —40 °С в три с лишним раза большую вязкость, чем парафино-наф-теновые углеводороды из маловязкого масла сернистых парафиновых нефтей. Аналогичная зависимость была получена при исследовании влияния ПМА В разной молекулярной массы на парафино-нафтеновые углеводороды, выделенные из вязких дистиллятных масел парафинистых сернистых и малосернистых малопарафинистых нефтей (табл. 3, образцы 3, 4). [c.145]

    Кроме того, в пластовых водах иногда присутствуют бром (до 500 мг/л),, йод (до 50 мг/л), бор, железо, барий (до 400 мг1л), стронций (до 400 мг1л), а также сероводород (200— 300 мг/л). Пластовые воды, сопровождающие сернистые и парафинистые нефти, содержат до 300 жг/л сернистых соединений и до 2—3 г/л парафина. [c.424]

    В связи с ростом потребности в нефтяных парафинах перспективным планом развития народного хозяйства СССР предусмотрено резкое увеличение объема их производства. До последнего времени основная масса парафина вырабатывалась на основе высоко-парафинистых малосернистых нефтей южных и западноукраинских месторождений. Доля парафина, получаемого из сернистых нефтей восточных районов, не превышала 20—30%. [c.140]

    Нефти пашийского горизонта Ромашкинского, Ново-Елхов-ского и Акташского месторождений весьма близки по своим свойствам. Плотности нефтей находятся в пределах 0,8620— 0,8663 г/сж . По содержанию серы (1,61—1,68%) и парафина (3,8—5,1%) они относятся к типу сернистых и парафинистых. Больше всего парафина содержится в ромашкинской нефти (5,1%). На смолистый характер нефтей указывает значительный выход сернокислотных (34—40%) и силикагелевых (7,2— 10,6%) смол, асфальтенов (3,8—4,5%), кокса (5,0—5,9%). В табл. 8 приведены данные о потенциальном содержании фракций по кривой НТК. Выход фракции до 350° С составляет 46— 49% выход фракций до 500° С достигает 64—71% (наибольший выход фракций приходится на ромашкинскую нефть). [c.14]

    Характеристика нефти тульского Бх горизонта имеется в справочнике [31, поэтому в настоящей книге по ней приведены сравнительно краткие сведения. Нефти различных залежей Бахметьевского месторождения значительно отличаются по свойствам, но очень близки к нефтям одноименных горизонтов Жирновского месторождения. К наиболее тяжелым (плотность 0,896—0,909), высоковязким (вязкость при 20° 77—163 сст), смолистым (коксуемость 3,23—3,98%) и сернистым (серы 0,65—1,02%) относятся нефти башкирского, намюрского и турнейского ярусов и тульского Лг горизонта. В тульском Б] и боб-риковском горизонтах они парафинистые (парафина 5,8—4,5%), малосернистые (серы 0,28—0,45% и малосмолистые. Содержание светлых фракций до 300° в указанных нефтях лежит в пределах 23—41 об.%. Девонские нефти легкие (плотность 0,772— 0,822), маловязкие (вязкость при 20° 1,79—5,54 сст), парафинистые (парафина 3,5—6,7%), малосернистые (серы 0,22— 0,45%). Выход светлых фракций до 300° составляет 57—74 об.%. [c.25]

    Все нефти Советско-Соснииского месторождения сернистые содержание серы колеблется в пределах 0,73—1,07 %. Азота в них 0,12—0,26 %, причем меньше всего в юрской пефти. По содержанию парафинов их можно отнести к парафинистым, кроме пластов АВз и БВз, в которых пефти малопарафинистые. [c.125]

    Данные табл. 3 показывают, что содержание серы в нефтях Давыдовского месторождения (скв. 1, 13, межсолевые отложения) невысокое, В соответствии с ГОСТ 912—66 нефть из скв. 13 классифицируется как малосернистая, а нефть из скв. 1 — сернистая. По содержанию смолистых веществ и парафина нефть из скв. Г является среднесмолистой и высокопарафинистой, а нефть из СКВ. 13 — низкосмолистой и парафинистой. По фракционному составу обе нефти Давыдовского месторождения близки между собой. [c.12]

    Парафин — твердая кристаллическая масса, состоящая из смеси предельных углеводородов жирного ряда С19Н40—С35Н72. Получают из парафинистых малосернистых и сернистых нефтей. [c.469]

    Различные нефти чрезвычайно варьируют по своему химическому составу. Нефти могут отличаться преобладанием в них тех или иных углеводородов в одних нефтях преобладают метановые углеводороды, в других — нафтены, наконец в некоторых содержится большое количество ароматических углеводородов и т. д. Согласно классификации нефтей, принятой в СССР, они делятся на 1) метановые (Пенсильвания) 2) метано-нафтеновые (сураханская парафинистая, грозненская царафинистая) 3) нафтеновые (доссорская, макатская) 4) метаново-нафтено-ароматические (пермские) 5) нафтеново-ароматические (биби-эйбатская, грозненская беспарафинистая, калифорнийская) 6) ароматические (Чусовские Городки, Зондские острова) (Лосиков и Лукашевич), Содержание кислородных, азотистых и, что особенно важно, сернистых соединений в разных нефтях чрезвычайно неодинаково. Нефти могут отличаться большим нли меньшим содержанием летучих соединений, так что при разгонке одни нефти дают много бензина, другие напротив очень мало. Далее нефти могут различаться содержанием парафина, смолистых веществ и т. д. Среди советских нефтей наибольшее значение имеют бакинские, в которых преобладают нафтеновые углеводороды. Содержание серы в бакинских нефтях незначительно [c.48]

    Группы нз парафинн-стых сернистых нефтей из нафтеновых малосернистых нефтей из парафинистых сернистых нефтей ИЗ нафтеновых малосернистых нефтей [c.41]

chem21.info

Парафин - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Парафин - нефть

Cтраница 3

С хозяйственной точки зрения они также представляют интерес, так как сырьем для них служат парафины нефти, являющиеся отходом при рафинировании масел и, кроме того, для их синтеза не расходуется дорогостоящий бензол.  [31]

За годы девятой пятилетки построено и введено в эксплуатацию несколько предприятий по производству белка из парафина нефти, высокими темпами развивалась эта отрасль промышленности и в десятой пятилетке.  [32]

Физически отложении парафина на поверхности по-лнвинилбутпраля представляли собой тончайший, просвечивающий на свет, легко сдвигаемый налет обогащенной парафином нефти.  [33]

Исследования растворяющего действия нефтей, взятых из скважин Кокуйского и Ярино-Каменноложского месторождений, на асфальтосмолопарафиновых отложениях показали, что до температуры начала плавления парафина нефти не оказывают заметного растворяющего действия. Это необходимо учитывать при промывке ствола скважины нефтью.  [34]

Б-9 были получены исходные данные для проектирования промышленного аппарата, их было недостаточно, но постановления Правительства требовали скорейшего ввода в действие мощностей по производству кормового белка из парафинов нефти. Основным элементом этого аппарата была шестисопловая самовсасывающая мешалка ( рис. 3), которая использовалась в ферментаторе Б-9. В срочном порядке было изготовлено и поставлено на Кстовский завод белково-витаминных концентратов ( БВК) пять таких аппаратов.  [35]

В те годы в Правительстве считали, что животноводство отечественного сельского хозяйства может быть обеспечено полноценными кормами, содержащими белки, за счет организации в стране крупнотоннажного производства кормовых белков из парафинов нефти и увеличения производства кормовых дрожжей на основе Сахаров гидролизатов древесного сырья.  [36]

Для того, чтобы удалить механические примеси промежуточного слоя, необходимо разрушение указанных агломератов путем их интенсивного диспергирования при температуре не ниже 75 - 80 С ( температура, обеспечивающая пдавление парафинов нефти) в присутствии эффективных смачивающих ( моющих) ПАВ. Учитывая это, нами были проведены исследования по подбору эффективных смачивающих и диспергирующих композиций, способных разрушать указанные агломераты.  [37]

В своем докладе на 27 - м Международном геологическом конгрессе они доказывали, что небулярные конденсаты, формировавшие мантию Земли, были по составу аналогичны углистым хондритам, резко обогащенным летучими, в том числе УВ типа парафинов нефтей. В условиях температуры и давления, характерных для верхней мантии, флюидно-газовая фаза имеет резко восстановительный характер и при давлении ( 1 - 20) - 103 МПа состоит преимущественно из метана, аммиака, воды, сероводорода и водорода с подчиненным количеством этана, пропана, азота и углекислоты. Далее, по мнению ученых, протекают реакции по схеме Э. Б. Чекалюка, что приводит к полимеризации и усложнению углеводородных молекул. Легкие углеводородные газы вместе с другими глубинными эманациями стремятся вырваться на поверхность Земли. Если они на пути своего движения вверх встречаются с высокотемпературными магматическими очагами, то может произойти разложение углеводородов с образованием углекислоты и воды. По мнению П. Н. Кропоткина и Б. М. Валяева, только холодный вариант дегазации мантии, когда на пути движения газов нет ни магматических очагов, ни сильно прогретых слоев, может обеспечить сохранность углеводородов и их накопление в осадочном слое земной коры. В качестве доказательства своей правоты ученые приводят ряд доводов. Во-первых, истечение метана вместе с тяжелыми углеводородами из магматических пород Хибинского и Ловозерского массивов Кольского полуострова; во-вторых, обнаружение в Кольской сверхглубокой скважине на глубине около 12 км в породах кристаллического фундамента включения битумов и притоков соленых вод с концентрациями водорода, углеводородов, азота и гелия; в-третьих, установление в последние годы выходов углеводородных газов и водородов из гигантских трещин ( рифтов), рассекающих дно Мирового океана. Последний довод наиболее интересен и важен. Дело в том, что в зонах подобных океанических рифтов очень близко к подошве коры подходит мантия, до нее 5 - 8 км, а на поверхности дна осадочный слой практически отсутствует.  [38]

Сотрудники отделов № 3 и № 6 и лаборатории Бойко В.И., Кузнецов A.M., Лукашенко А.И., Мельников И.А., Михайлов Е.Л., Мужицкая Э.П., Осенькина В.А., Ревазов В.Г., Сабанин В.А. и др., совместно со специалистами Всесоюзного научно-исследовательского института синтеза белка ( ВНИИсинтезбелок), провели на Краснодарском химкомбинате исследования промышленного барботажно-эрлифтного ферментатора для выращивания кормовых дрожжей на парафинах нефти.  [39]

Каталитические реакции с поглощением или выделением водорода играют важную роль во многих отраслях промышленности: химической, нефтеперерабатывающей и нефтехимической, медицинской, пищевой. Дегидрирование парафинов нефти позволяет получать мономеры каучука и других синтетических материалов. Дегидроциклизация парафинов приводит к ароматическим углеводородам, необходимым для производства красителей и многих других продуктов тонкого органического синтеза. Повышение содержания ароматических углеводородов в бензине путем дегидрирования нафтенов и дегидроциклизации парафинов улучшает его октановое число. Уберечь бензин от осмоления позволяет селективное гидрирование диеновых углеводородов в олефиновые. Гидрирование тройной связи до двойной - необходимый этап производства витаминов, душистых веществ и других ценных продуктов. Эти примеры, конечно, не охватывают всего разнообразия применений каталитического гидрирования и дегидрирования.  [40]

По содержанию асфаль-тово-смолистых веществ нефти значительно различаются между собой. По количеству парафина нефти делятся на малопарафинистые ( содержание парафина - до 0 2 %) и парафинистые, к которым относится большинство тяжелых нефтей.  [41]

Различный вид кривых, полученных при исследовании нефтей, объясняется неодинаковым составом исходного органического вещества и различными условиями диагенеза. Так, например, изотопный состав парафинов третичной нефти Юты ( табл. 23) с многими максимумами и минимумами зависит от неоднородного исходного континентального вещества и его более слабого превращения; на изотопном составе парафинов из меловой нефти месторождения Лакуст Ридж отразилось влияние более однородного морского исходного вещества и более долгой и интенсивной трансформации.  [42]

Чтобы убедиться в отсутствии отложения парафина на торцах образцов, были проведены опыты по фильтрации парафи-нистых нефтей из девонских пластов Ромашкинскцго месторождения при 25 С, пластовой нефти XIII горизонта месторождения Узень при 60 С, пластовой нефти бобриковского горизонта Са-банчинского месторождения Татарской АССР при 15 С. Температуры опытов были близки к температуре насыщения парафином соответствующей нефти. Были получены по три реологических кривых для каждой нефти с интервалами 150 ч между исследованиями.  [43]

В зависимости от компонентного состава и пластовой температуры существенно различаются реологические и адсорбционные свойства нефтей, соответственно их текучесть, количество остаточной нефти. Так, при высоком содержании асфальтенов, смол и парафинов нефти обладают структурно-механическими свойствами. Фильтрация таких нефтей начинается только после создания в пласте градиентов давления больше статического градиента давления сдвига. Кроме того, ряд нефтей обладают аномалиями вязкости. Вязкость таких нефтей является величиной непостоянной и зависит от величины действующего напряжения сдвига. Обычно течение таких нефтей по каналам фильтрации происходит при повышенных значениях эффективной вязкости.  [44]

К решению научных проблем получения как кормовых белков из парафинов нефти, так и других продуктов микробиологического синтеза широко привлекались институты АН СССР и союзных республик.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нефть парафиновые - Справочник химика 21

    Микрокристаллический парафин, получаемый главным образом из остатков перегонки или тяжелых дистиллятов нефтей парафинового основания, в настоящее время находит весьма широкий спрос. Особой областью его применения являются антикоррозийные покрытия он применяется также для пропитки тары из гофрированного картона. Для химической переработки он мало пригоден вследствие преобладания в нем углеводородов изостроения. [c.48]     Применение отпарных секций в вакуумных колоннах по масляному варианту не всегда считалось целесообразным, Отпарные секции применяли для обеспечения заданной температуры вспышки вязких масляных фракций асфальтеновых нефтей или для четкого выделения тяжелых масляных фракций нефтей парафинового основания с целью наиболее полного отделения кристаллических парафинов от фракций, содержащих церезины. В настоящее время при предъявлении особо жестких требований к фракционному составу получаемых дистиллятов вакуумную перегонку мазута осуществляют в колоннах с отпарными секциями. [c.189]

    Ф. Россини с сотрудниками [12], используя точную ректификационную колонку выделил из оклахомской, техасской и калифорнийской нефтей парафиновые углеводороды 2,2- [c.118]

    Нефть представляет собой сложную смесь различных углеводородов, относящихся к парафршовому, иафтеновому и ароматическому гомологическим рядам. В зависимости от того, парафиновые пли нафтеновые углеводороды преобладают в нефти, принято относить последнюю к нефтям парафинового или нафтенового основания. [c.16]

    Классификация, отражающая только химический состав не — ([зти, предложена сотрудниками Грозненского нефтяного научно-исследовательского института (ГрозНИИ). В основу этой классифи— кации принято преимущественное содержание в нефти одного или несколько из классов углеводородов. Различают 6 типов нефтей парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино —на — ([этено —ароматические, нафтено-ароматические и ароматические. [c.88]

    Легкий каталитический газойль обычно используется в качестве компонента дизельного топлива или как сырье для термического крекинга. Особенностью легкого каталитического газойля является его более низкое цетановое число по сравнению с соляровыми дестиллатами прямой перегонки нефти,- Как показали исследования Пучкова П. Г. и других, дестиллаты прямой перегонки, выделенные из нефтей парафинового основания, имеют цетановое число 66, а нафтеново-ароматического основания 37. Полученные при крекинге соляровых дестиллатов этих же нефтей легкие каталитические газойли такого же фракционного состава, как и исходные соляровые дестиллаты, имели цетановые числа соответственно 47 и 24, т. е. на 13—19 пунктов ниже. Более подробные данные [c.66]

    Горным бюро США разработана классификация нефтей, основанная на зависимости плотности от углеводородного состава. Для сравнения учитывают плотности двух фракций легкой и тяжелой, выкипающих соответственно при температурах 250— 275°С (под атмосферным давлением) и 275—300°С (под давлением 5,34 кПа). Если плотность узкой фракции, выкипающей при атмосферном давлении, не превышает 825 кг/м , считают, что нефть парафинового основания, при плотности не ниже 860 кг/м — нафтенового основания, а при промежуточных плотностях — промежуточного. Для фракции, выкипающей в вакууме, граничные цифры — 876 и 934 кг/м . Таким образом, установлено семь типов нефтей парафинового, парафино-проме-жуточного, промежуточно-парафинового, промежуточного, промежуточно-нафтенового, нафтено-промежуточного и нафтенового основания. Для выбора технологии битума важнее оценка фракции 275—300°С. [c.90]

    Октановые числа узких бензиновых фракций грозненской пара-финистой нефти приведены на рис. 11. Указанные свойства бензинов нефтей парафинового основания привели еще в 30-х гг. к предложению рационального выбора температуры отбора бензина, исходя из того, чтобы она не совпадала с температурой выкипания соответствующего нормального парафинового углеводорода, т. е. отбирать головную бензиновую фракцию до 90—95 °С, но не до 100 °С во избежание попадания в нее н-гептана, или, если позволяет октановое число,— до 120 °С, чтобы компенсировать снижение октанового числа увеличением выхода. Более радикальным методом исправления октанового числа явилось предложение удалять из низкооктановых бензинов детонирующие центры посредством четкой ректификации. Так,, по данным [1], при перегонке с ректификацией бензина с октановым числом 58,5 (м.м.) грозненской парафинистой нефти можно получить, извлекая низкооктановые узкие фракции, 37% бензина с октановым числом 77,4 (м. м.). [c.37]

    Что представляют собой углеводороды и какого размера молекулы углеводородов обнаруживаются в нефти, парафиновом воске, бензинах, отопительном газе и керосине  [c.339]

    Текстура кокса из тяжелых остатков краснодарских нефтей ароматического основания более плотная, чем из нефтей парафинового, парафино-нафтенового или нафтенового оснований. [c.28]

    Содержание серы в продуктах коксования гудрона сернистой девонской туймазинской нефти парафинонафтенового основания находится между соответствующими величинами для рассмотренных выше нефтей парафинового и нафтенового основания. [c.65]

    При коксовании крекинг-остатка нефтей парафинового основания (смеси грозненских нефтей) выход летучих для образца кокса из верхней части коксового пирога доходит до 13—14%. С повышением степени цикличности сырья выход летучих снижается. Так, со значительно меньшим выходом летучих получается кокс из крекинг-остатка нефтей нафтенового основания (типа артемовской) при одинаковых технологических условиях (режиме коксования и высоте коксового пирога). Выход летучих для кокса, полученного из сырья с меньшей реакционной способностью — прямогонных остатков, несколько больше, чем из крекинг-остатков тех же нефтей при одинаковой высоте кок- [c.148]

    Смешение остатков нефтей парафинового основания с высококонцентрированным смо-листо-асфальтеновым остатком ухудшит качество последнего как сырья для производства битума. Аналогичным образом нежелательно смешение высоко- и малосернистых остатков. В схеме перегонки нефтей с различным основанием должны предусматриваться раздель- [c.161]

    Хотя эффективность процесса газификации и его экономичность зависят не только от качества сырьевого материала, но и от метода его переработки и конкретной схемы газогенератора, тем не менее несомненно, что в большинстве процессов производства ЗПГ лучше и дешевле использовать легкую нефть парафинового основания с низким содержанием сернистых соединений, чем тяжелую сернистую нефть асфальтового основания. В частности, при газификации более легкого сырья значительно уменьшаются расход водорода и отложения сажи при этом образуется меньше побочных продуктов ароматического ряда, плохо поддающихся термообработке. В легком сырье ниже содержание сернистых соединений и других веществ, отравляющих катализатор, и в процессе его газификации образуется меньше сероводорода и двуокиси углерода, подлежащих выводу из генераторного газа в последующих очистительных установках, требующих дополнительных затрат. [c.72]

    Нефти парафинового основания содержат лишь относительно пемпого ароматических углеводородов, нефти нафтенового основания богаче ими. [c.16]

    К нефтям парафинового основания в первую очередь относится пенсиль-ваиская нефть, к нафтеновым и ароматическим — многие румынские и советские нефти. Кроме этих видов нефтей имеются различные промежуточные, здесь по рассматриваемые. [c.16]

    И табл. 5 приведен состав нефтей нафтенового и нарафипового основапггя 15]. Из таблицы видно, что в нефтях парафинового основания содержа п е парафиновых углеводородов во фракциях понижается но мере повышения их температуры кипенртя, а в нефтях нафтенового основания увеличивается содержание ароматических углеводородов. [c.16]

    Фракция исфти Нефть парафинового основания Нефть нафтенового основания  [c.16]

    Пер и-онка нефти вначале проводится при нормальном давлении последней фракцией этой стадии процесса является газойль. Получающийся остаток далее разгоняется под вакуумом. Первой фракцией разгонки под вакуумом является газойль, последние фракции представляют собой смазочные масла. Остаток от перегонки нефти может быть различным в зависимости от природы нефти. Нефти нафтенового основания дают асфальтсодержащий остаток остаток нефти парафинового основания представляет собой смесь высоковязких углеводородов, используемый для получения смазочных масел (брайтстоков). [c.17]

    Микрокристаллический парафин, который может быть выделен в пер-пую очередь из остатков от перегонки нефтей парафинового основания, представляет большую ценность, чем нормальный парафин. Конечно, вследствие разветвленной структуры он мало пригоден для дальнейшей химической переработки. Получение такого парафина из обычного из-за плохой филь-труемости и высокой вяйкости исходного продукта представляет большие трудности. Микрокристаллический парафин вязок и пластичен. Он имеет высокую температуру плавления 60—80 (сорт церезин). Церезин получают в общем тем же способом. Возможности применения парафина показаны на рис. 9. [c.26]

    Действие дегтрсссорных присадок в разных маслах неодинаково. Смазочные масла нз нефтей парафинового основания обладают большей приемистостью к добавкам парафлоу. Правда, при промышленном производстве опи должны бFJlть денарафинированы, т, е. не доллснижает температуру застыва-1ШЯ на 7—8°. [c.244]

    Классификация внутри каждого типа нефти в сочетании с классификацией по удельным весам при1 ела к созданию вполне удовлетворительной системы, успешно используемой в промышленности в течение 60 или 70 лет и подтверждающей целесообразность понятия основания нефти [331. Эта классификация в последнее время дополнена понятием о нафтеновых нефтях, содержащих заметное количество жидких и твердых парафиновых компонентов эти нефти отнесены к типу нефтей со смешанным основанием. Следует отметить, что при этол1 тверды11 парафин будет обладать более высоким молекулярным есом (подобно церезину), чем в случае нефти парафинового характера. [c.51]

    В Колумбии [21, Перу, Аргентине [32, 17а, 43] и Тринидаде в течение нескольких лет добывалось сравнительно мало нефти. Нефть Колумбии похожа на легкую нефть из долины Сан-Жоакин в Калифорнии. Содержание бензиновых фракций в этой нефти составляет около 10 %, отсутствие твер.цых парафинов позволяет получать из нес смазочные масла с низкой температурой застывания. Перуанская нефть обладает низким удельным весом, содержит более 40% бензиновых фракций и очень незначительные количества серы. Несколько продуктивных площадей имеется в Аргентине наиболее продуктивные месторождения дают тяжелую нефть промежуточного типа с содержанием бензиновых фракций не выше 10%. Другие месторождения дают болео легкие нефти среди них имеются нефти парафинового основания некоторые типы нефтей могут быть использованы для получения смазочных масел. В Тринидаде большинство добываемых нефтей смешанного основания и напоминают нефти Калифорнии. Бензин, получаемый из этих нефтей, обладает высоким октановым числом это согласуется с тем, что керосиновые дистилляты содержат такой высокий процент ароматических углеводородов, что требуется очистка экстракцией растворителями. Среди добываемых нефтей существуют некоторые различия, одна напоминает нефть из месторождения Понка Сити (Оклахома) с содержанием бензиновых фракций 32%. Все четыре страны вместе добывают около 2,0% мировой добычи. [c.56]

    Серная кислота удельного веса 1,64 даже при 48-часолом взбалтывании при 23° не оказывает никакого действия на п-гептан. Лесли, работал с бензином и керосином из нефти парафинового основания, также показал, что серная кислота с ними не реагирует. [c.177]

    Изменение компонентного состава сырья в процессе деасфальтизации иногда используют для получения битума как целевого продукта. Так, при переработке нефтей парафиновой или смешанной основы в остаточных битумах содержится много парафина, и по этой причине они имеют низкую дуктильность. Поскольку во внутренних районах США истинно асфальтовые нефти редки, то во избежание транспортирования нефти с побережья на нефтеперерабатывающих заводах, расположенных в этих районах, битумы получают деасфальтизацией остатка перегонки [115]. Процесс ведут таким образом, что основная часть парафина остается в пропановом растворе [И1]. В результате дуктильность асфальта превышает 100 см при пенетрации примерно 80-0,1 мм и температуре размягчения 46—49°С. Испытание на пятно Олиензиса показывает отрицательный результат. Выход асфальта плотностью 1008—1017 кг/м составляет 52— 53% (об.) прп переработке гудрона плотностью 963 кг/м [115]. [c.84]

    Как правило, нафтеновые нефти богаче этДми кислотами, чем нефти парафинового ряда такие типично парафиновые нефти, как пенсильванская или грозненская парафинистая, бедны нафтеновыми кислотами, относительно богато представленными в нефтях бакинской или эмбенской (площадь Дос-ор). [c.96]

    Обыкновенно зеленая флуоресценция свойственна маслам, полученным из нефтей парафинового основания. Эти масла считаются лл-чшими и поэтоАу иногда (за границей) маслам из нефтей асфаль- товою или нафтенового основания ис сствекно сообщают зеленую флуоресценцию. Имеется много патентов для приготовления флуо-ре(щируюнщх (веществ, вводимых в такие масла. Никаких методов анализа до сих пор не опубликовано на эту тему. [c.229]

    Еще А. Н. Саханов и Г. Л. Стадников отмечали, что нефти парафинового основания (главным образом, нефти Северного Кавказа), нафтеновые (бакинские, сахалинские) и парафинонафтеновые (Урало-Волжского бассейна) отличаются относительно малой полицикличностью нафтеновых и ароматических углеводородов и длинными боковыми цепями [29, 229]. [c.15]

    Истираемость кокса, полученного в кубах из крекинг-остат-ка нефти парафинового основания (грозненской парафинистой), выше, чем кокса из крекинг-остатка нефти нафтенового основания (артемовской и тяжелой малгобекской). Кокс из крекинг-остатка нефти парафино-нафтенового основания (туймазинской и ромашкинской), как показал опыт, занимает по истираемости промежуточное положение между первыми двумя образцами. Но различия в истираемости отмечаются только для коксов с повышенным выходом летучих — более 2,5%. [c.167]

    Получение низкозастывающих высококачественных смазочных масел является весьма важной проблемой, требующей рационального решения. Наилучшим сырьем для производства таких масел являются нефти парафинового основания, содержащие твердые углеводороды в масляных фракциях. Однако значительная часть этих углеводородов теряется при глубокой депарафинизации, что приводит к ухудшению эксплуатационных свойств м-асел. Поэтому целесообразным является применение присадок-депрессоров, снижающих температуру застывания масел. Использование депрессоров позволяет вовлекать в производство масел сырье различного происхождения, в некоторых случаях даже без удаления парафиновых углеводородов. Кроме того, проведение депарафинизации в присутствии депрессоров позволяет увеличить выход товарных масел вследствие повышения скорости фильтрования. С освоением северных районов страны, где эксплуатируется разнообразная высокопроизводительная и дорогостоящая техника, проблема получения низкозастывающих масел становится еще более актуальной для народного хозяйства. [c.146]

    Для снижения нагарообразования в низкооктановых топливах предлагается добавлять к ним 0,002 % (масс.) фосфатидов (кефа-лина, лецитина или их смеси), в этом случае с целью предупреждения образования нагара во всасывающей системе двигателя в топливо дополнительно вводят 0,01 % (масс.) смазочного масла из нефти парафинового основания [пат. ФРГ 1024749]. [c.266]

    Считают, что устойчивость образующихся эмульсий зависит не столько от концентрации эмульгаторов (асфальтенов, смол и др.) в нефти, сколько от коллоидного их состояния, которое в свою очередь определяется содержанием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов и наличием в них веществ, обладающих дефлокупирующим действием. [c.25]

    В табл. 1. 15 приведены антидетонадионные свойства узких фракций бензина парафинистой грозненской нефти. С повышением пределов выкипания октановые числа бензина снижаются на 9 пунктов (с 51,5 до 42,5) исключение составляет толуольная фракция, октановое число которой значительно выше (76,5). Эта закономерность изменения октановых чисел узких фракций бензина с повышением их пределов выкипания является общей для бензинов из всех нефтей парафинового основания, в том числе и для бензинов из нефтей восточных районов [22]. [c.46]

chem21.info


Смотрите также