Низкотемпературные свойства нефти и нефтепродуктов. Температура застывания сырой нефти


Температура застывания нефти by Рузиля Халфатовна on Prezi

Температура застывания нефтиТемпература застывания нефтепродуктовНефть - это жидкость, состоящая из различных фракций углеводородовт.к. нефть имеет разные агрегатные состояния Она имеет температуру кипения и застывания.Температура застывания характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне низких температур. Чем больше содержание парафинов (твердых углеводородов), тем выше температура застывания нефтепродукта. Следует отметить, что потеря текучести может быть связана и с увеличением вязкости продукта с понижением температуры. Например, кинематическая вязкость остаточного авиамасла при 500 С равна 2 ст, при 00 С – 130 ст, а при –250 С она повышается до 3500 ст. Температура помутнения указывает на склонность топлива поглощать при низких температурах влагу из воздуха (это особенно опасно для авиационных топлив, поскольку образующиеся кристаллики льда могут засорять топливоподающую аппаратуру, что может привести к трагедии). Температура начала кристаллизации карбюраторных и реактивных топлив не должна превышать –600С. По этой причине в зимних сортах бензина нежелательно наличие высокого содержания ароматических углеводородов. При повышенном содержании бензола и некоторых других ароматических углеводородов эти высокоплавкие соединения могут выпадать из топлива в виде кристаллов, что приводит к засорению топливных фильтров и остановке двигателя.

Оптические свойства нефти.Оптическим характеристикам нефти относятся цвет, флуоресцентную и оптическую активность. Углеводороды нефти бесцветны. Тот или иной цвет нефти придают содержащиеся в них смолы и асфальтены, а также некоторые сернистые соединения. Чем тяжелее нефть, тем больше содержится в ней смолисто-асфальтеновых веществ, и тем она темнее.Флуоресценцией называется свечение в отраженном свете. Это явление характерно для сырой нефти и нефтепродуктов. Не исключено, что это связано с наличием в нефти полиядерных ароматических углеводородов или примесей. Не случайно, глубокая очистка нефти ликвидирует флуоресценцию.Под оптической активностью нефтепродуктов, как и других органических соединений, понимают их способность вращать плоскость поляризации света. Большинство нефтей вращают плоскость поляризации вправо, т.е. содержат в своем составе правовращающие изомеры. Практического значения это свойство нефти не имеет.

Для количественной характеристики оптических свойств нефти и нефтепродуктов нередко используют показатель преломления (n20D), удельную рефракцию (r), рефрактометрическую разность (Ri), удельную дисперсию ().Удельная рефракция (r) определяется формулой Л.Лоренца и Г.Лоренца:r = (n2D –1)/ (n2D +2)рили формулой Гладсона-Дейля:r = (nD –1)/р(в обоих формулах значения показателя преломления и плотности берутся для одной и той же температуре).

Рефрактометрическая разность (интерцепт рефракции) Ri также связан с плотностью и показателем преломления:Ri =n20D - р204/2Эта константа имеет постоянное значение для отдельных классов углеводородов, например, алканы – 1.0461; мноциклические углеводороды – 1.0400; полициклические – 1.0285; ароматические – 1.0627 и т.п.Удельная дисперсия (дельта) характеризует отношение разности показателей преломления для двух различных частей спектра к плотности:(дельта) = (nF - nc) 104/pгде nF и nc - показатели преломления для голубой и красной линий водорода соответственно ((Лямда) = 4861 ммк и 6563 ммк).

Растворимость и растворяющая способность нефти.Нефть и жидкие углеводороды хорошо растворяют йод, серу, сернистые соединения, различные смолы, растительные и животные жиры. Это свойство нефтепродуктов широко используется в технике. Не случайно, на основе нефтепродуктов производят большое число высококачественных растворителей для лакокрасочной, резиновой и других отраслей промышленности.Нефть также хорошо растворяет газы (воздух, оксид и диоксид углерода, сероводород, газообразные алканы и т.п.). В воде ни нефть, ни углеводороды практически не растворимы. Из углеводородов худшая растворимость в воде у алканов, в несколько большей степени растворимы в воде ароматические углеводороды.Следует помнить, что любая система растворитель - растворяемое вещество характеризуется критической температурой растворения(КТР), при которой и выше которой наступает полное растворение. Поэтому они не имеют определенной температуры перехода из одного агрегатного состояния в другое. Влияние температуры на агрегатное состояние нефти и нефтепродуктов имеет важное значение при их транспортировке и эксплуатации.Нефть и нефтепродукты не являются индивидуальными веществами, а представляют собой сложную смесь органических соединений.Низкотемпературные свойства нефти, дизельных и котельных топлив, а также нефтяных масел характеризуются температурой застывания. Карбюраторные, реактивные и дизельные топлива характеризуются температурой помутнения. Карбюраторные и реактивные топлива, содержащие ароматические углеводороды, характеризуются температурой начала кристаллизации. Указанные характеристики не являются физическими константами, однако достаточно четко определяют температурный диапазон практического применения соответствующих нефтепродуктов.Электрические (диэлектрические) свойства нефти.Безводная нефть и нефтепродукты являются диэлектриками . У безводных чистых нефтепродуктов электропроводность совершенно ничтожна, что имеет важное практическое значение и применение. Так, твердые парафины применяются в электротехнической промышленности в качестве изоляторов, а специальные нефтяные масла (конденсаторное, трансформаторное) – для заливки трансформаторов, конденсаторов и другой аппаратуры, например, для наполнения кабелей высокого давления (изоляционное масло С-220). Высокие диэлектрические свойства нефтепродуктов способствуют накоплению на их поверхности зарядов статического электричества. Их разряд может вызвать искру, а следовательно и загорание нефтепродукта. Надежным методом борьбы с накоплением статического электричества является заземление всех металлических частей аппаратуры, насосов, трубопроводов и т.п.

prezi.com

способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья - патент РФ 2420560

Изобретение относится к способу понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, содержащего фракцию, кипящую при 450°С, разбавлением указанного сырья растворителем, содержащим алифатический кетон и ароматическое соединение, где объемное соотношение кетона и ароматического соединения ниже 0,7:1, охлаждением смеси до температуры, при которой парафин осаждается, физическим удалением парафина из нефтяной фазы и регенерацией нефтепродукта, имеющего более низкую температуру застывания, чем воскообразное парафинистое сырье, причем воскообразное парафинистое сырье получают из продуктов реакции Фишера-Тропша. Технический результат - приготовление немутных и высоковязких сырых нефтей с высоким выходом. 12 з.п. ф-лы, 2 табл.

Область техники

Изобретение относится к усовершенствованному способу понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья депарафинизацией растворителем.

Уровень техники

WO-A-02/46333 описывает способ, где остаточную фракцию частично гидроизомеризованного парафина, полученного по реакции Фишера-Тропша, подвергают стадии депарафинизации растворителем с целью получить немутную сырую нефть. Способ депарафинизации растворителем описан в WO-A-02/46333 и содержит смешивание воскообразного углеводородного потока с растворителем, обычно содержащим кетон и ароматические соединения, охлаждение смеси с целью осаждения кристаллов парафина, и отделение парафина фильтрованием, и регенерацию растворителя из парафина и депарафинизированного фильтрата нефти. Согласно описанию, стадию депарафинизации растворителем предпочтительно выполняют, применяя смесь метилэтилкетона (МЕК) и толуола в весовом соотношении от 0,7:1 до 1:1 (соответственно объемное соотношение МЕК/толуола 0,75:1 для удельной массы 0,805 при 20°С для МЕК и 0,865 для толуола при 20°С) в качестве предпочтительной смеси растворителей для типа более тяжелого высоковязкого цилиндрового масла (брайдстока) сырых нефтей.

Заявители обнаружили, что имеет место низкий выход конечной сырой нефти в случае депарафинизации растворителем воскообразного парафинистого сырья согласно способу, раскрытому в WO-A-02/46333.

Задачей изобретения является обеспечение способа приготовления немутных и высоковязких сырых нефтей с высоким выходом.

Раскрытие сущности изобретения

Эту задачу решают следующим способом. Способ понижения температуры застывания парафинистого сырья, содержащего фракцию, кипящую выше 450°С, заключается в разбавлении указанного сырья растворителем, содержащим алифатический кетон и ароматическое соединение, где объемное соотношение кетона и ароматического соединения ниже, чем 0,7:1, в охлаждении смеси до температуры, при которой парафин осаждается, физическом удалении парафина из нефтяной фазы и регенерации нефтепродукта, имеющего более низкую температуру застывания, чем воскообразного парафинистого сырья, где, по меньшей мере, часть воскообразного парафинистого сырья получают из продуктов реакции Фишера-Тропша.

Заявители обнаружили, что в случае способа депарафинизации, выполненного вышеописанным способом, имеет место неожиданного гораздо более высокий выход сырой нефти, чем согласно способу, раскрытому в WO-A-02/46333.

Общепринятые способы депарафинизации растворителем нефтяного деривата парафинистого сырья описаны, например, в US-A-5360530, US-A-5494566, US-A-4989674 и FR-A-2124138. В частности, US-A-5360530 и US-A-5494566 учат, что полезно применение растворителя с высоким содержанием кетона, в частности, с точки зрения разницы между температурой фильтрации и температуры застывания депарафинизированной нефти. Крайне удивительно, с точки зрения этого учения, что когда полученное по Фишеру-Тропшу воскообразное парафинистое сырье подвергают депарафинизации растворителем, согласно настоящему изобретению, с высоким выходом может быть получена депарафинизированная нефть с температурой застывания ниже, чем температура застывания воскообразного парафинистого сырья, при одновременном поддержании фильтруемости парафинистой смеси с растворителем с высоким содержанием ароматического соединения.

Воскообразное парафинистое сырье содержит парафин и нефть. Парафин определяют как часть сырья, которая осаждается в контролируемых условиях. Содержание парафина измеряют согласно следующей процедуре. 1 весовую часть измеряемой фракции нефти разбавляют 4 частями (50/50 объем/объем) смеси метилэтилкетона и толуола, которую затем охлаждают до -20°С. Смесь затем фильтруют при -20°С. Парафин удаляют из фильтра и любой остаточный растворитель и нефть в указанном парафине удаляют перед взвешиванием парафина. Вес фракции этого парафина относительно общего сырья является содержанием парафина.

Воскообразное парафинистое сырье содержит фракцию, кипящую выше 450°С, предпочтительно выше 550°С. Это та высококипящая фракция, которая дает вязкие нефти. Если такой высокопарафинистый материал подвергают настоящему способу, может быть получен нефтепродукт, имеющий кинематическую вязкость при 100°С выше, чем 10 мм 2/сек.

Присутствие более низкокипящих соединений допускается. Более низкокипящий компонент нефти может быть отделен от депарафинизированной нефти после операции понижения температуры застывания согласно этому изобретению. Предпочтительно более 50 вес.% кипит выше 450°С, более предпочтительно, более 70 вес.% кипит выше 450°С и даже более предпочтительно, 90 вес.% кипит выше 450°С, чтобы избежать применения разделения больших объемов или любых более низкокипящих компонентов нефти после стадии понижения температуры застывания.

Содержание парафина в воскообразном сырье предпочтительно ниже 50 вес.%, более предпочтительно, ниже 35 вес.%. Нижний предел предпочтительно выше 5 вес.%. В наиболее предпочтительном воплощении содержание парафина находится между 10 и 35 вес.%. Минимальное содержание парафина обязательно, чтобы выполнять стадию депарафинизации растворителем оптимальным образом.

Воскообразное парафинистое сырье содержит, главным образом, парафины. Заявители обнаружили, что выход сырых нефтей особенно улучшается при применении способа по настоящему изобретению, когда исходят из вышеуказанных парафинистых сырых нефтей. В этом диапазоне температур кипения трудно определить содержание парафина. Чтобы определить сырье как парафинистое, необходимо определить индекс вязкости (VI) нефтяного компонента сырья. Нефть должна быть в первую очередь отделена согласно процедуре определения содержания парафина, как описано выше. Если VI нефти больше 120, предпочтительно больше 130, сырье определяют как парафинистое.

Воскообразное парафинистое сырье предпочтительно получают частичной гидроизомеризацией сырья твердого парафина. Такое сырье твердого парафина - по меньшей мере, частично твердый парафин, полученный по реакции Фишера-Тропша. Предпочтительно, сырье твердого парафина приготавливают (а) гидроизомеризацией продукта реакции Фишера-Тропша, и (b) отделением одного или более топливных продуктов и дистилляцией остатка, содержащего сырье твердого парафина.

Если содержание парафина в остатке не находится в вышеуказанных предпочтительных диапазонах, дальнейшее снижение содержание парафина достигают контактированием остатка с катализатором гидроизомеризации в условиях гидроизомеризации. Катализатор гидроизомеризации может быть платиной или кремниево-алюминиевым катализатором, как, например, описано в WO-A-02/070627, или предпочтительно катализатором на основе цеолитов, как описано, например, в US-A-2004/0065588, WO-A-2001/007538 или ЕР-А-536325.

Сырье предпочтительно является остатком после дистилляции эффлюента такой стадии гидроизомеризации. Этот остаток предпочтителен, потому что содержит наиболее вязкие молекулы, доступные по такому способу изомеризации. Таким образом, это дает возможность приготовить желательные, более вязкие сырые нефти. Если такой остаток каталитически депарафинизируют, то получают менее предпочтительные мутные сырые нефти, как например, описано в US-A-2004/0065588. Мутную сырую нефть определяют здесь как сырую нефть, имеющую температуру помутнения, по меньшей мере, на 25°С выше температуры застывания нефти. Применяя способ по настоящему изобретению, возможно получить немутную сырую нефть с высоким выходом, исходя из такого типа остатка сырья.

Частично гидроизомеризованное, предпочтительно остаточное, сырье, приготовленное из парафина, полученного по реакции Фишера-Тропша, широко известно. Примерами являются сырье стадии глубокой дистилляции способа, раскрытого в WO-A-03033622, сырье стадии депарафинизации растворителем, как раскрыто в WO-A-02/46333, остаточный продукт, полученный на стадии вакуумной дистилляции, как раскрыто в US-A-2004/0065588, промежуточный и частично депарафинизированной продукт, полученный контактированием парафина, полученного по реакции Фишера-Тропша, с катализатором типа nnaTHHa/ZSM-48, как раскрыто в WO-A-2004/033607, так называемая фракция предшественника тяжелых сырых нефтей, как раскрыто в WO-A-2004/007647 и так называемый «остаток», как раскрыто в примерах WO-A-02/070627.

В способе по настоящему изобретению воскообразное парафинистое сырье разбавляют растворителем. Растворитель содержит алифатический кетон и ароматическое соединение. Примерами подходящих кетонов являются С3 -С6 кетоны, соответственно, диметилкетон (ацетон), диэтилкетон, метилэтилкетон, метилизобутилкетон или метил-н-пропилкетон. Предпочтительно применяют метилэтилкетон (МЕК). Ароматическое соединение предпочтительно является ароматическим соединением, имеющим температуру кипения ниже 170°С, более предпочтительно, С8-С10 ароматические углеводороды, например, бензол, этилбензол, о-, п- или м-диметилбензол или их смеси, и предпочтительно толуол.

Предпочтительно стадию разбавления выполняют при повышенной температуре, более предпочтительно выше 0°С и, даже более предпочтительно, выше 20°С, наиболее предпочтительно выше 50°С. Было обнаружено, что предпочтительно, чтобы смесь растворителя и воскообразного парафинистого сырья была прозрачной на вид, перед охлаждением указанной смеси до температуры депарафинизации. Таким образом, температуру выбирают так, чтобы получить прозрачную смесь, где смесь становится прозрачнее при повышении температуры. Таким образом, предмет изобретения также обеспечивает способ, где стадию разбавления для данной смеси растворителей выполняют при температуре, при которой смесь становится прозрачной, то есть при которой воскообразное парафинистое сырье растворяется. Верхний предел температуры зависит от выбранной смеси растворителей. На практике разбавление выполняют при температуре ниже температуры кипения применяемого растворителя. Предпочтительно температура, при которой выполняют разбавление, находится между 50 и 80°С, более предпочтительно между 55 и 75°С.

Объемное соотношение кетона и ароматического соединения ниже 0,7:1, предпочтительно ниже 0,65:1. Объемное соотношение кетона и ароматического соединения 0,7:1 может без труда быть также выражено как 1:1,429. Было обнаружено, что когда применяют больший объем ароматического соединения, достигают более высокий выход нефти. Предпочтительный объем больше 1:1,429, и более предпочтительно больше 1:1,5. Более предпочтительно объемное соотношение выше 1:1,9, еще более предпочтительно больше 1:2, и еще более предпочтительно 1:2,5. Это также предпочтительный верхний предел для этого соотношения. Больший объем ароматического соединения может приводить к мутным нефтям и/или менее эффективной фильтрации. Следовательно, объемное соотношение предпочтительно ниже 1:19, более предпочтительно ниже 1:10, более предпочтительно ниже 1:6 и еще более предпочтительно 1:5.

Соотношение суммарного растворителя и парафинистого сырья (также обычно называемое соотношение растворителя и нефти) в значительной степени зависит от содержания парафина в сырье, вязкости сырья, и желательной температуры застывания депарафинизированного нефтепродукта. Обычно соотношение суммарного растворителя и парафинистого сырья находится в диапазоне от 10:1 до 5:1, обычно между 6:1 и 3:1.

Разбавленное воскообразное парафинистое сырье охлаждают до температуры, при которой парафины осаждаются. Температуру охлаждения определяют, исходя из температур застывания и помутнения нефти. Охлаждение или понижение температуры выполняют с низкой скоростью, чтобы достичь осаждения парафина, который может быть легко отфильтрован. Более предпочтительно эта скорость ниже 5°С в минуту, более предпочтительно ниже 3°С в минуту и предпочтительно выше 0,5°С в минуту. Заявители неожиданно обнаружили, что температура застывания получающейся нефти ниже применяемой температуры охлаждения. Главным образом, это наблюдается для упомянутого выше остаточного сырья. Не будучи связанными следующей теорией, полагают, что небольшое количество очень тяжелых соединений определяет температуру застывания воскообразного парафинистого сырья. Эти соединения могут присутствовать, когда исходят из относительно тяжелых парафинов, полученных по реакции Фишера-Тропша, как показано, например, в способе, описанном в WO-A-02/070627. Эти соединения, наиболее вероятно, могут быть легче удалены в способе по изобретению, который дает в результате нефть, которая может иметь температуру застывания более низкую, чем «температура охлаждения», применяемая на стадии депарафинизации. Для большинства применений нефтей, полученных по настоящему способу, температура застывания будет, соответственно, ниже 0°С и предпочтительно ниже -5°С. Нижний предел температуры -50°С. Температура охлаждения предпочтительно ниже 0°С, более предпочтительно ниже -10°С и даже более предпочтительно ниже -20°С.

Осажденные парафины физически удаляют из нефти предпочтительно фильтрованием через фильтровальную ткань, которая может быть изготовлена из текстильных волокон, таких как хлопок; через пористую металлическую ткань; или ткань, изготовленную из синтетических материалов. Описанная выше депарафинизация растворителем может быть выполнена в аппаратах, известных для депарафинизации растворителем смазочных масел, как описано в Lubricant Base Oil and Wax Processing, Avilino Sequeira, Jr, Marcel Dekker Inc., New York, 1994, Chapter 7. Любой растворитель, остающийся в парафинах или нефтях, может быть соответственно удален упариванием. На практике это делают упариванием под вакуумом, например нагреванием нефти до 150°С, и при пониженном давлении. Таким образом, регенерация нефтепродукта предпочтительно включает удаление любого растворителя, остающегося в нефтепродукте после удаления осажденного парафина.

В способе по настоящему изобретению также получают парафин. Было обнаружено, что такой парафин является относительно мягким парафином, который может быть применен для различных целей. Мягкий парафин, полученный по вышеуказанному способу, имеет предпочтительно температуру замерзания, как определено по ASTM D938, между 85 и 120 и более предпочтительно между 95 и 120°С и PEN при 43°С, как определено по IP 376, более 0,8 мм и более предпочтительно более 1 мм. Парафин также характеризуется тем, что предпочтительно содержит менее 1 вес.% ароматических соединений и менее 10 вес.% нафтеновых соединений, более предпочтительно менее 5 вес.% нафтеновых соединений.

Если желательны низкие содержания нефти в парафиновом побочном продукте, может быть предпочтительно выполнять дополнительную стадию удаления нефти. Способы удаления нефти широко известны и, например, описаны в Lubricant Base Oil and Wax Processing, Avilino Sequeira, Jr, Marcel Dekker Inc., New York, 1994, стр.162-165. После удаления нефти парафин предпочтительно содержит нефть в количестве между 0,1 и 2 вес.%. Нижний предел не критичен. Могут ожидаться содержания выше 0,5 вес.%, но более низкие количества могут быть достигнуты в зависимости от способа, по которому получают парафин. Наиболее вероятно содержание нефти находится между 1 и 2 вес.%. Кинематическая вязкость парафина при 150°С предпочтительно выше 8 сСт и более предпочтительно выше 12 и ниже 18 сСт.

Немутная нефть предпочтительно имеет кинематическую вязкость при 100°С выше 10 сСт, предпочтительно выше 14 сСт, вязкость может находиться в диапазоне до 30 сСт и даже выше. Индекс вязкости соответственно выше 120 и предпочтительно выше 130 и более предпочтительно выше 140. Отсутствие мутности нефти определяют по температуре помутнения. Немутная нефть, согласно настоящему изобретению, имеет температуру помутнения, которую определяют по ASTM D2500, близкую к температуре застывания и ниже 0°С, предпочтительно ниже -10°С и более предпочтительно ниже -15°С. Разница между температурой помутнения и температурой застывания предпочтительно меньше 25°С и более предпочтительно меньше 15°С.

Пример 1

Из гидроизомеризованного парафина, полученного по реакции Фишера-Тропша, с помощью атмосферной дистилляции выделяют остаток, имеющий свойства, приведенные в Таблице 1. Атмосферный остаток далее отделяют под высоким вакуумом с получением вакуумного остатка, имеющего свойства, приведенные в Таблице 1.

Таблица 1
Сырьеспособ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560Атмосферный остатокВакуумный остаток
d70/4способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 24205600,7874 не определяют
Темп. застывания °С >+48не определяют
Темп. замерзания (ASTM D938)°С +56 +85
N мг/кг <1<1
S мг/кг<2 <2
Кинематич. вязкость при 100°С мм2/с не определяют22,57
Вес.%, регенерированный при:способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560
400°СВес.% 29,7 0
450°С Вес.% 43,20,8
500°С Вес.% 53,89,8
550°С Вес.% 66,532,5
600°С Вес.% 78,652
650°С Вес.% 87,868,8
700°C Вес.% 94,381,9
740°С Вес.% 96,589,7
Содержание парафина* Вес.% 3441
* температура депарафинизации @ - 20°С

Вышеупомянутый вакуумный остаток контактирует с катализатором гидроизомеризации, состоящим из 0,7 вес.% платины, 25 вес.% ZSM-12 и силикагелевое связующее вещество, чтобы далее снизить содержание парафина в вакуумной остатке. Условия реакции - 40 бар водорода, температура реакции 338°С, часовая объемная скорость жидкости = 1 кг/1 ч, и скорость подачи водорода 500 N1/кг сырья.

Эффлюент реакции гидроизомеризации, как описано выше, разбавляют при 70°С смесью метилэтилкетон/толуол, имеющей объемного соотношения, приведенные в Таблице 2. Все растворы прозрачны перед охлаждением. Количество растворителя применяют от 3 до 4 раз на количество парафинистого сырья. Температуру понижают до -20°С со скоростью 25°С/час. Фильтрацию проводят при -20°С. Растворитель удаляют из нефтепродукта, полученного под вакуумом менее 100 ppm. Результаты приведены в Таблице 2.

Примеры 1а и Id являются сравнительными примерами.

Таблица 2
Примерспособ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 24205601-а 1-b1-е 1-d
Объемное соотн. МЕК: толуол (объем/ объем)1:19 1:6 1:31:1
Максимальный теоретический выход нефти (*) Вес.%96 9392 65
Скорость фильтрацииспособ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560медленно медленно; фильтр закупорен хорошо, сухой осадок на фильтреприемлемо, маслянистый осадок на фильтре
Свойства нефтиспособ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560не определяют способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560
плотность d20/4способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 24205600,8344 0,8344 0,8338
Температура застывания °С** -27°С-24 -27
Кинематич. вязкость при 40°С мм2/сек **134,7 133,4120
Кинематич. вязкость при 100°С мм2/сек **18,14 17,9616,51
Индекс вязкости (VI)способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560** 150150 149
Внешний видспособ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, патент № 2420560мутный прозрачный прозрачныйпрозрачный
(*) это максимальный выход нефти, который может быть достигнут. Однако в практической промышленной эксплуатации это может быть достигнуто только при хорошей скорости фильтрации и при том, что фильтр не засорен. По этой причине результаты примера 1-с являются наиболее благоприятными в этом эксперименте, поскольку они отражают реально достижимый выход.
(**) В результате того, что полученная нефть мутная, никакие дальнейшие свойства не измеряли.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ понижения температуры застывания воскообразного парафинистого сырья, содержащего фракцию, кипящую при 450°С, разбавлением указанного сырья растворителем, содержащим алифатический кетон и ароматическое соединение, где объемное соотношение кетона и ароматического соединения ниже 0,7:1, охлаждением смеси до температуры, при которой парафин осаждается, физическим удалением парафина из нефтяной фазы и регенерацией нефтепродукта, имеющего более низкую температуру застывания, чем воскообразное парафинистое сырье, причем воскообразное парафинистое сырье получают из продуктов реакции Фишера-Тропша.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что объемное соотношение кетона и ароматического соединения находится между 1:1,5 и 1:10.

3. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что алифатический кетон является диметилкетоном, диэтилкетоном, метилэтилкетоном, метилизобутилкетоном или метил-н-пропилкетоном.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что кетон является метилэтилкетоном.

5. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что ароматическое соединение является толуолом.

6. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что воскообразное парафинистое сырье имеет содержание парафина между 10 и 50 вес.%.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что содержание парафина в сырье ниже 35 вес.%.

8. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что стадию разбавления для смеси растворителей выполняют при температуре, при которой смесь становится прозрачной перед охлаждением.

9. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что смесь охлаждают до температуры между -50 и -10°С.

10. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что воскообразное парафинистое сырье имеет температуру между 50 и 80°С при разбавлении сырья растворителем.

11. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что воскообразное парафинистое сырье содержит более 80 вес.% соединений, кипящих при 450°С.

12. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что воскообразное парафинистое сырье приготавливают(a) гидроизомеризацией продукта реакции Фишера-Тропша и(b) отделением одного или более топливных продуктов и дистилляцией остатка, содержащего воскообразное парафинистое сырье.

13. Способ по п.12, отличающийся тем, что содержание парафина в остатке понижают до значения между 10 и 50 вес.% контактированием сырья с катализатором гидроизомеризации в условиях гидроизомеризации.

www.freepatent.ru

Низкотемпературные свойства нефти и нефтепродуктов — Мегаобучалка

К низкотемпературным свойствам относят температуры кристалл­лизации, застывания и помутнения. Для сырой нефти, дизельных и котельных топлив, а также нефтяных масел используется показатель температуры застывания.

Выпадение в осадок отдельных компонентов при охлаждении нефтепродуктов крайне нежелательно (например, кристаллизация твердых парафинов в дизтопливе или смазочном масле). Это явление создает трудности в эксплуатации двигателей. Максимальная температура, при которой в топливе начинают выпадать кристаллы осадка при охлаждении нефтепродукта, и есть температура начала кристаллизации.

Кристаллизация парафинов вызывает помутнение нефтепродуктов. Помутнение топлив может быть вызвано также выпадением кристаллов льда, если топливо поглощает влагу из воздуха. Показатель «температура помутнения» применяют для карбюраторных, реактивных и дизельных топлив. Его определяют визуально, сопоставляя исследуемый нефтепродукт с прозрачным эталонным нефтепродуктом по ГОСТ 5066 – 56. К примеру, температура начала кристаллизации для бензинов и реактивных топлив не должна превышать 60 оС. Этот показатель применяют для топлив, содержа­щих значительные количества ароматических углеводородов. Бензол и некоторые его гомологи являются высокоплавкими веществами и могут выпадать из массы топлива в виде кристаллических осадков.

 

Пожароопасные и взрывоопасные свойства

Нефтепродуктов

К этим свойствам относят температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения, а также пределы взрываемости.

Температура вспышки – это минимальная температура, при которой пары нефтепродукта образуют с воздухом смесь, способную к кратко­временному возникновению пламени при внесении в нее источника воспла­менения (пламени, искры и т. д.). Ее определяют по ГОСТ 12.1.044 – 84. Вспышка – это слабый взрыв, возможный в строго определенных концент­рациях паров нефтепродуктов при данной температуре и давлении.

Различают верхний и нижний концентрационные пределы взрываемости.

Верхний предел – это максимальная концентрация, выше которой воспламенение и горение паров вещества в смеси с воздухом невозможны из-за недостатка кислорода. Нижний предел – это минимальная концентрация, ниже которой количество теплоты, выделившееся в месте локального воспламенения, недостаточно для протекания реакции горения во всем объеме.

Таблица 3.1

Опасные свойства некоторых органических веществ

  Вещество     Темпе­ратура вспыш­ки, оС Концентра­ционные пределы воспламене­ния, %     Горючесть, воспламе­няемость, взрывоопа­сность Предель­но допусти­мая концент­рация (ПДК), мг/м3     Класс опас-ности
ниж­ний верх­ний
Водород - 4,0 75,0 Г Г -  
Метан - 5,28 15,0 Г Г - -
Этан - 2,9 15,0 Г Г - -
Пропан - 2,31 9,5 Г Г - -
н-Бутан - 1,8 9,1 Г Г - -
н-Октан 0,94 3,2 ЛВЖ    
н-Пентан – 44 1,47 7,8 ЛВЖ - -
Бензол – 11 1,43 6,7 ЛВЖ
Толуол 1,25 6,7 ЛВЖ
о-Ксилол 1,0 6,0 ЛВЖ
Изопропил-бензол 0,93 4,2 ЛВЖ
Этилен - 3,0 32,0 Г Г - -
Пропилен - 2,2 10,3 Г Г - -
Ацетилен - 2,5 Г Г - -
Циклогексан - 1,2 10,6 ЛВЖ - -
Бензин А-76 – 36 0,80 5,16 ЛВЖ
Бензин АИ-93 – 36 1,06 5,13 ЛВЖ
Бензин авиационный – 34 0,79 5,16 ЛВЖ
Керосин осветительный >40 0,64 - ЛВЖ
Дизельное топливо зимнее, летнее     > 35 >40     0,61 0,52     - -     ЛВЖ ЛВЖ     - -     - -
Масло трансформа-торное     0,29   -   ГЖ   -   -
Анилин 1,32 8,3 ГЖ 0,1
Пиридин 1,86 12,4 ЛВЖ

Температура воспламенения – это минимальная температура, при которой пары горючего вещества при внесении источника воспламенения образуют устойчивое незатухающее пламя. Поэтому температура воспла­менения всегда выше температуры вспышки, иногда на несколько десятков градусов.

Температура самовоспламенения– минимальная температура, при которой пары горючего вещества в смеси с воздухом воспламеняются без внешнего источника воспламенения. На этом свойстве топлив работают дизельные двигатели. Температура самовоспламенения намного выше температур вспышки и воспламенения, нередко на несколько сот градусов.

Из всех температур, характеризующих огнеопасность нефтепродуктов, наибольшее значение имеет температура вспышки. По температуре вспышки нефтепродукты делятся на легковоспламеняющиеся и горючие вещества. К легковоспламеняющимся веществам относят вещества с температурой вспышки не более 61 оС(в закрытом тигле) и не более 66 оС (в открытом тигле). Остальные продукты – это горючие вещества.

Среди легковоспламеняющихся веществ отметим прежде всего бензины. Автомобильный бензин имеет температуру вспышки минус 50 оС, а авиационный – минус 30 оС (в закрытом тигле).

Температуру вспышки нефти и бензиновых фракций определяют по ГОСТ 6356 – 75 в закрытом тигле. Температуру вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 4333 - 48 применяют для масел и темных нефтепродуктов по методам Бренкена и Кливленда.

Температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения имеют важнейшее значение при оценке пожароопасности и взрывоопасности, как самих нефтепродуктов, так и помещений, где с ними обращаются.

Данные об опасных свойствах некоторых индивидуальных углево­дородов и нефтепродуктов приведены в табл. 3.1.

 

megaobuchalka.ru


Смотрите также