Способ выделения н-парафинов из нефтяного сырья. Выделение парафина из нефти


Парафин из нефтепродуктов - Справочник химика 21

    Выделение высших парафинов из нефтепродуктов [c.28]

    Основные способы выделения жидких нормальных парафинов из нефтепродуктов [c.193]

    Наибольшее распространение подучили два способа извлечения жидких парафинов из нефтепродуктов  [c.193]

    Твердые парафины отрицательно влияют на низкотемпературные свойства нефтепродуктов, нарушая их подвижность при низких, а иногда и нормальных температурах. Поэтому твердые парафиновые углеводороды, как правило, необходимо удалять из масел, а также из топлив, предназначаемых для работы в условиях низких температур. Твердые парафины удаляют вымораживанием с последующим отделением их от очищаемого продукта на фильтрах или центрифугах. При извлечении твердых парафинов из нефтепродуктов применяют спе,-циальные растворители. В этом случае раствор также охлаждают и парафины отделяют на фильтрах или центрифугах. [c.8]

    Аддуктивная кристаллизация получила значительно более широкое распространение, чем экстрактивная, для разделения смесей как органических, так и неорганических веществ. В частности, ее применяют для разделения изомеров углеводородов, опреснения воды, выделения парафинов из нефтепродуктов, разделения некоторых инертных газов и т. п. [1]. [c.281]

    В 1919 и 1920 гг. для выделения мелкокристаллических парафинов из нефтепродуктов впервые было применено центрифугирование. [c.41]

    ВЫДЕЛЕНИЕ ВЫСШИХ ПАРАФИНОВ ИЗ НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.35]

    Основным процессом, в котором существует такая система, является кристаллизация ее применяют для выделения углеводородов с относительно высокой температурой плавления. В нефтеперерабатывающей промышленности эту операцию давно уже используют для удаления твердого парафина из нефтепродуктов. В промышленности химической переработки нефти ее применяют для выделения /г-ксилола из смеси с другими ароматическими Св-углеводородами (гл. 14, стр. 249). [c.38]

    Более тщательным, но и более сложным методом, пригодным для различных молекулярных весов, является метод Липкина и Куртца [ИЗ]. Станет очевидным, что такие эмпирические поправки следует применять для парафиновых нефтей при температурах ниже температуры (помутнения) начала кристаллизации и выпадения парафина из нефтепродукта. [c.182]

    К Числу обраэователей аадуктов относится, например, карбамид, обнаруживающий высокую избирательную способность в реакциях образования твердых комплексов с рядом органических соединений. Так, если перемешать мета-нольный или водный раствор карбамида со смесью цетана и изооктана, то почти мгновенно образуется комплекс цетана с карбамидом в кристаллической форме, а изооктан остается в жидкой фазе. Карбамид используется на практике, в частности, для выделения парафинов из нефтепродуктов. При смешении последних с карбамидом и охлаждении образуется суспензия, жидкая фаза которой представляет гетерогенную смесь нефтепродукта и непрореагировавшего карбамида. Кристаллическая фаза суспензии после разложения с помощью голого пара также образует гетерогенную жидкую смесь, верхний слой которой представляет собой раствор парафина в бензине, а нижний — водный раствор карбамида. Из верхнего слоя после отгонки бензина получают парафины, а нижпий слой возвращается на повторение использования. [c.724]

    К скребковым кристаллизаторам можно отнести кожухотрубные аппараты с вращающимся ротором (типа Вотатор ), Их применяют для опреснения воды, выделения парафинов из нефтепродуктов, разделения изомеров ксилола, фракционирования жиров и ряда других органических смесей [2, 3, 13, 97, 98]. [c.99]

    В настоящее время разработано и описано [218, 406, 450] довольно многО различных технологических схем процессов разделения углеводородных смесей с помощью карбамида. В качестве примера на рис. Х1У-3 представлена типичная схема выделения парафинов из нефтепродуктов. Исходная смесь подается в кристаллизатор I, где после смешения с раствором карбамида охлаждается до заданной температуры с помощью охлаждающей рубашки или внутренних змеевиков. Образующаяся при кристаллизации суспензия подается на фильтр 2, где отделившиеся кристаллы промываются растворителем (бензином). Фильтрат, состоящий из двух несмешиваюпщхся жидкостей (нефтепродукта и раствора непрореагировавшего карбамида), подается в отстойник 6. Кристал.ты [c.311]

chem21.info

Выделение твердых парафинов - Справочник химика 21

    ТЕХНОЛОГИЯ ВЫДЕЛЕНИЯ ТВЕРДЫХ ПАРАФИНОВ [c.109]

    ВЫДЕЛЕНИЕ ТВЕРДЫХ ПАРАФИНОВ ИЗ МАСЕЛ [c.83]

    Петролатум частично содержит парафиновые углеводороды изостроения он имеет больший молекулярный вес (400—800), более высокую температуру плавления (до 90°) и большую вязкость, чем обычный твердый парафин. Как правило, петролатум выделяют не из дистиллятов, а из нефтяных остатков с помощью методов, аналогичных применяющимся для выделения твердого парафина. В США производится около 100 ООО т петро-латума. Одним из основных его потребителей является бумажная промышленность химической переработке петролатум не подвергается. [c.42]

    Чем выше температура кипения и вязкость сырья, тем меньше полнота выделения твердых парафинов, ниже скорость фильтрации и выше температура застывания депарафинизата. Поэтому процесс депарафинизации остаточных рафинатов характеризуется меньшими скоростями фильтрации и более низкой производительностью установок. [c.258]

    Для выделения твердого парафина из масла и мягкого парафина используются следующие способы 1) фракционная плавка на воздухе, известная как потение 2) аналогичная фракционная плавка в контакте с водой 3) дробная кристаллизация в присутствии растворителей. [c.524]

    Депарафинизация охлаждением и фильтрацией. Масла, заключающие пара( ин, охлаждают с помощью охладительных смесей из льда с хлористым натрием, хлористым кальцием или магнием, до выделения твердого парафина. [c.124]

    Для выделения твердых парафинов и определения их содержания необходима следующая аппаратура (рис. 31—33). [c.83]

    Выделение твердых парафинов [c.59]

    Перед выделением твердых парафинов предварительно удаляют из нефти смолисто-асфальтеновые вещества, затрудняющие кристаллизацию твердых УВ. Кроме того, некоторые смолистые компоненты могут выпадать вместе с парафинами в осадок. [c.82]

    Из парафино-нафтеновой фракции действием избирательных растворителей был выделен твердый парафин. Состав и свойства твердой и жидкой фаз приведены в табл. 184. [c.253]

    Выделение твердого парафина кристаллизацией [c.37]

    Полярные модификаторы структуры кристаллов твердых углеводородов внедрены в промышленность [211] при выделении твердых парафинов из среднего парафинового дистиллята (325-Ч25°С) смеси западно-украинских малосернистых парафинистых нефтей. Характеристика этого дистиллята приведена ниже  [c.127]

    Общая схема исследования этих нефтей приведена на рис. 38. Широкая углеводородная фракция, выкипающая выше 225°, после выделения твердых парафинов при помощи смеси бензола (40 о), ацетона (40%) и толуола (20%) подвергалась хроматографическому разделению на силикагеле. [c.228]

    Проведенные опыты показали, что при 5° С наблюдается выделение твердых парафинов в верхних ступенях. Кроме того, учитывая, что качество экстрактов в основном определяется температурой в нижней ступени, был принят следующий режим экстракции  [c.13]

    Что касается распределения парафина в нефти по ее погонам, то, в соответствии с температурой кипения твердых углеводородов ряда метана, при перегонке нефтей на керосиновых батареях главная масса парафина остается в мазуте лишь небольшая часть парафина попадает в керосиновый дестиллат и может быть обнаружена здесь вследствие кристаллизации парафина при сильном охлаждении, Нри разгонке мазута выделение твердого парафина в дестиллатах соляровом, веретенном и т. д. происходит, как это было отмечено выше, уже при обыкновенной температуре, соответственно чему температура застывания парафинистых мазутов может быть довольно высокой (35° и выше). [c.154]

    Поэтому непосредственное выделение твердых парафинов из масляных фракций путем обычной фильтрации возможно в тех случаях, когда это отделение производится при не очень низких температурах и когда фракция, из которой отделяются парафины, обладает относительно невысокой вязкостью при температурах фильтрации. [c.251]

    Прежде всего определяют показатель преломления (п), плотность (d) и молекулярный вес М) образца масла. Если можно ожидать, что содержание серы превышает нескольких десятых долей процента, то определяют также и эту величину. Плотность и показатель преломления следует определять при одной и той же температуре, обычно при 20°. Только в тех случаях, когда масло при этой температуре слишком вязкое или же замечается выделение твердого парафина, константы следует опреде.лять при 70°. [c.332]

    Особенности состава нефтей и технологического оформления процессов выделения твердых парафинов определяют различия в выходах, составе и направлениях дальнейшего использования побочных продуктов. [c.131]

    После выделения твердых парафинов, необходимого как для выработки самих парафинов, так и для снижения температуры застывания масла, фракция ( когазин II ) может служить отличным топливом для дизелей. [c.743]

    Неочищенные продукты конденсации можно разделять также избирательными растворителями. Активная фракция продукта растворяется в наиболее распространенных жидкостях, применяемых для выделения твердых парафинов, значительно хуже, чем парафины. Поэтому, применяя многократную экстракцию, удается выделить не только низкокипящие масляные компоненты, но и большую часть не вступивших в реакцию парафинов. В качестве растворителей можно применять, например, спирты, кетоиы, углеводороды к хлористые алкилы. [c.245]

    Определение температуры застывания керосина имеет в виду не замерзание его компонентов, а только выделение твердого парафина, и имеет значенпе только в тех случаях, когда керосину приходится работать при очень низких те шературах. Советские сорта керосина из бакинских не( )тей легко выдерживают испытание такого рода даже нри температуре в — 70°. в отлпчие от американских, ei которых выделение парафияа начинается нри гораздо более высоких температурах, и некоторых грозненсрсих. [c.192]

    ТОГО как В ОСНОВНОЙ дериод комплексообразования большая часть углеводородов образует комплекс с карбамидом (до 60—вО% масс.) и реакционная поверхность покроется кристаллами комплекса, а в прилегающем к ней слое масла уменьшится концентрация углеводородов, способных к комплексообразованию, скорость процесса резко снижается. В этом периоде процесс комплексообразования зависит от диффузии комллексообразующих молекул на поверхность через слой кристаллов комплекса. Перемешивание системы приводит к разрушению этой кристаллической блокировки, что увеличивает скорость комплексообразования. При обработке кристалли чеаким карбамидом гача парафинового дистиллята 275—480°С с целью выделения твердых парафинов показано (рис. 100), что при частоте вращения мешалки 60 мин комплек- [c.237]

    Интенсифицировать процесс выделения твердых парафинов из нефтяного сырья можно [80], увеличивая число ступеней промывки комплекса. На примере депарафинизации парафинового дистиллята ставропольской нефти показано, что эффективность удаления масла из комплекса может быть повышена при увеличении числа ступеней его промывки (до 5—-6) с промежуточной ре-пульпацией комплекса. Это позволило получить парафин с содержанием масла не более 2,3% (масс.). Для расчета числа ступеней промывки комплекса предложена формула, выведенная на основе уравнения материального баланса процесса промывки с. учетом условий карбамидной депарафинизации  [c.242]

    Для выделения твердых парафинов обычно используют масла, полученные после хроматографического отделения смолисто-ас-фальтеповых компонентов (см. выше). Б качестве ускоренного метода обессмоливания можно применять обработку нефти концентрированной серной кислотой. [c.82]

    Применяют П. в качестве р-рителя для депарафинизации при выделении твердых парафинов из нефти, при произ-ве сажи из газообразных парафиновых углеводородов, в пром. холодильниках как. х. йхдагент. Широко используется как бытовой и топливный газ и бездымное моторное топливо для автомобилей. Благодаря высокой т-ре пламени (1980°С [c.101]

    Значение метода. При достаточно низкой температуре минеральное масло становится более вязким п менее подвижным, приобретает пластичность и полутвердую консистенцию вследствие частичного выделения твердых парафинов или других углеводородных компонентов. Вообще масла из парафинистых нефтей содержат такое количество парафинов, которое резко повышает температуру их застывания, в то время как масла из нафтенового сырья совершенно не содержат парафинов. [c.24]

    Экстрактивная кристаллизация — для выделения твердых парафинов из масляных фракций. В качестве селективных растворителей используют смеси метилэтилкетон — толуол, метилэтилкетон — метилизобутилкетон, дихлорэтан — дихлорме-тан, ацетон — пропилен и пропан. Те же растворители можно применять и для обезмасливания парафина. [c.101]

    Для количественного выделения твердых парафинов из нефти разработано много методов, в основе которых лежит принцип вымораживания из растворов в различных растворителях. В качестве среды для проведения вымораживания парафинов используются парные растворители спиртоэфирная смесь, ацетон—бензол, ацетон—толуол и др. В каждой такой смеси один из компонентов является осадителем парафинов, другой — растворителем для масел и примесей, которые могут выпасть в осадок вместе с твердыми УВ. [c.81]

    Способность карбамида образовывать кристаллические комплексы с соединениями, содержащими в молекулах алкановые цепи нормального строения [87], используется в нефтеперерабатывающей промышленности для выделения жидких и мягких парафинов при производстве низкозастывающих топлив и маловязких масел [88-91]. Применению карбамидной депарафинизации для выделения твердых парафинов и других высокоплавких углеводородов посвящено относительно мало работ. Однако в ряде публикаций [90, 92, 93] показана возможность и целесообразность получения этим методом твердых парафинов, обез-масленных церезинов и продуктов на их основе, обладающих ценными свойствами. Ограниченность применения депарафинизации карбамидом для производства высококипящих масел объясняется тем, что при повышении температурных пределов выкипания фракции степень извлечения карбамидом твердых углеводородов снижается из-за изменения их химического состава и повышения вязкости среды. [c.64]

    Крекинг (прп температуре 425° и давлении 40 ат) применялся в Германии для увеличепия выхода светлых топливных продуктов из буроугольной смолы. При таком методе переработки выделение твердых парафинов из смолы не производится. [c.426]

    Не вдаваясь в подробности технологического и аппаратурного оформления процессов выделения твердых парафинов, приведем лишь перечень основных стадий этих процессов. Процесс производства парафинов, осуществленный на Грозненском, Дрогобычских и Надворнянском нефтеперерабатывающих заводах характеризуется следующими технологическими стадиями  [c.130]

    Разное технологическое и аппаратурное оформление стадий процессов с идентичным производственным назначением. В этом отношении особенно характерны различия на стадиях депарафинизации и обезмасливания гачей, которые по существу определяют всю схему выделения твердых парафинов и уровень эксплуатационных затрат. [c.131]

    Высшие парафины. Практическое значение в качестве исходных веществ для органического синтеза имеют в основном высшие парафины нормального строения с прямой цепью углеродных атомов. Индивидуальные их представители до ie при комнатной температуре представляют собой жидкости, свыше ie — твердые вещества, температура плавления которых постепенно возрастает с удлинением углеродной цепи. Температура плавления н-парафянов обычно выше, чем у соответствующих разветвленных изомеров, и это используют при выделении твердых -парафинов из смесей кристаллизацией. [c.25]

    Активность выбранных реагентов зависит от природы и структурно-группового состава углеводородного сырья. Однако в каждом конкретном случае необходимо изучение состава углеводородного сырья и выделенных твердых парафинов. Именно состав и свойства нефтеконденсатных смесей и АСПО определяют выбор композиции как для удаления АСПО с поверхности оборудования, так и для предотвращения их выпадения. Сравнительный анализ отложений на трубопроводах, емкостях хранения, на скважинах, по материалам различных исследований и данным научных публикаций, показал, что даже близкие по характеристикам нефтеконденсатные смеси могут значительно различаться по составу АСПО. Более того, состав АСПО неодинаков в разных точках отбора в данный момент и меняется во времени. Поэтому для выбора наилучшего реагента следует провести классификацию АСПО, отражающую их химическую природу. Тогда, пользуясь данными анализа отложений и таблицей эффективности действия удалителей и ингибиторов в зависимости от классификационного типа АСПО, можно предположить наилучшую композицию, не выполняя длительных поисковых работ и сведя опыт лишь к контрольной проверке выбранного реагента. При этом облегчится перенос результатов испытаний ингибиторов и удалителей АСПО из одних нефтегазовых регионов в другие, где добыча, переработка, транспорт осложнены отложениями определенного состава. [c.47]

chem21.info

Получение парафина из нефти - Справочник химика 21

    Первоначально нефтяной парафин представлял собой побочный продукт, образующийся при депарафинизации масляных фракций. Этот продукт удорожал переработку нефти и создавал ряд дополнительных трудностей. В настоящее время он представляет настолько большую ценность, что в отдельных случаях рассматривается как основной продукт некоторые фракции сырой нефти подвергают депарафинизации специально для получения парафина, после чего депарафинированные продуки) крекируют для производства бензина. В 1946 г. в США, например, было выработано 350 000 т парафина и 70 000 т церезина. В Англии в 1953 г. было выработано 15 000 г парафина [30]. [c.45]     Продукты хлорирования высокомолекулярных парафинов, содержащих 10—20 углеродных атомов в молекуле, твердого парафина и особенно парафинов нефти и высщих нефтяных фракций уже при сто-я-нии сравнительно быстро отщепляют хлористый водород при этом окраска их темнеет. При более высоких температурах нагрева часто в значительной степени протекает дегидрохлорирование даже в отсутствие катализатора. Например, твердый парафин с температурой плавления 45° легко хлорируется при 155—160°. При нагреве полученных хлоридов до 300° весь связанный хлор практически полностью отщепляется [255]. [c.250]

    Парафины в парафиновых нефтях кипят в тех же пределах, что и продукт, из которого парафин выделен, так что отделение их перегонкой невозможно. Однако иногда возможно понизить температуру застывания содержащего парафин цилиндрового масла усиленной недеструктивной перегонкой (с паром или под вакуумом). Более высокоплавкие парафины более летучи, чем основная масса жидких углеводородов, составляющих остаток, так что последний обедняется парафином. Источником получения парафина обычно служат следующие продукты. [c.522]

    Прн переработке высокопарафинистых (типа ставропольской и мангышлакской) и парафинистых (типа украинских) нефтей применяется схема производства парафина без выработки масел. По этой схеме на АВТ получают фракцию, выкипающую в пределах от 280—300 до 430—460 С, и из нее выделяют парафин одним из способов обезмасливания. Полученный парафин подвергают очистке. Побочный продукт — фильтрат обезмасливания с температурой застывания от О до 10 °С и вязкостью 3— 4 мм с при 100 °С является компонентом топлива или сырья крекинга, а также может использоваться как компонент некоторых сортов масел. [c.253]

    При исследовании нефтей и дистиллятов для выявления возможности получения из них технического парафина или церезина, а также для характеристики парафинов и церезинов, выделяемых из продуктов различного происхождения, следует определять температуру плавления полученного парафина. Чаще всего эта операция проводится капиллярным способом. [c.376]

    Грозненские парафинистые нефти представляют собой один из основных источников получения парафина. Грозный является родиной парафинового производства в СССР. [c.106]

    В БашНИИ НП исследованы нефти различных месторождений с точки зрения их пригодности для получения битумов. На основании полученных данных нефти сгруппированы по содержанию в них асфальто-смолистых компонентов и парафинов. Так как прямая зависимость между содержанием серы в сырье и качеством битума пока не установлена, при группировке нефтей содержание в них серы не учитывали. [c.167]

    Нефти вида целесообразно использовать для получения парафина. [c.18]

    И жирно-нафтеновых углеводородов, у которых на долю ароматических и нафтеновых циклов падает 25% углеродных атомов, а 75% углеродных атомов — на долю парафинов (вероятно, в виде боковых алкильных цепей). В смазочном масле с индексом вязкости 30, полученном из нефти нафтенового основания, доля углеродных атомов боковых парафиновых цепей составляет 45%, а 55% падает на долю нафтеновых и ароматических циклов. В обоих случаях боковые насыщенные цепи, вероятно, разветвлены. [c.30]

    Первое производство парафинов было организовано в 1927 г. в Грозном методом фильтр-прессования парафинового дистиллята из высокопарафинистых нефтей с последующим обезмасливанием полученного гача. Это производство сохранилось до сего времени и обеспечивает выпуск высококачественных продуктов. В 1954 г. на Новокуйбышевском нефтехимическом комбинате была введена в эксплуатацию установка для получения парафинов из нефти восточных месторождений. Таким образом, была решена проблема удовлетворения потребности в парафинах. В последующие годы были введены установки по производству парафина и на других [c.30]

    Таким образом, полученные парафино-нафтеновые, ароматические углеводороды, смолы и асфальтены охарактеризованы элементным составом, молекулярной массой, ИК-, ЯМР- и масс-спектрами. Выявлены закономерности изменения химического состава и физико-химических свойств нефти в процессе разработки месторождений. [c.69]

    П. Укажите природный источник получения парафина. а. Каменный уголь б. Нефть в. Природный газ [c.13]

    Применяемый в промышленных условиях углеводородный субстрат (н-парафины, метан, дистилляты) характеризуется широким спектром соединений углерода. Так, используемые для получения биомассы жидкие парафины нефти содержат н-алканы фракций от Сп и до С23, имеющие различные скорости потребления и индивидуальные стехиометрические коэффициенты. В этом случае для расчета суммарных коэффициентов удельной скорости роста и потребления на конструктивный обмен предложены соотношения [111 [c.49]

    Лаборатория изучала также зависимости между титром и йодны.м числом сала, титром и составом смесей олеина со стеарином, очистку глицерина, рафинацию кокосового масла и т. д. В 1898 г. охарактеризовали азотистые соединения, выделенные из кавказской нефти В 1900 г. впервые показали возможность получения парафина из бакинской нефти — русского парафина, ни в чем не уступающего лучшим зарубежным Изучали также процесс окисления нефтяных погонов перманганатом калия, вазелиновое масло и т. д. [c.348]

    Дегазированные нефти сопоставляли по содержанию серы, парафинов, смол и др., а также по таким параметрам, как плотность, вязкость. Характеристика нефти по содержанию серы и парафинов принималась по ГОСТ 912—66 Нефти СССР. Технологическая классификация , который распространяется на нефти, используемые для получения топлив и масел. В соответствии с ГОСТом по содержанию серы нефти делятся на три класса I — малосернистые (серы до 0,5%), II — сернистые (серы от 0,51 до 2%), III — высокосернистые (серы более 2 %). По содержанию парафинов нефти подразделяются на 1) малопарафиновые, содержащие парафинов до 1,5 % 2) парафиновые, в состав которых входит парафинов от 1,51 до 6 % 3) высокопарафиновые — парафинов более 6 %  [c.10]

    ПРОМЫШЛЕННЫЙ ОПЫТ ПОЛУЧЕНИЯ ПАРАФИНА ИЗ МАСЛЯНОГО ДИСТИЛЛЯТА СЕРНИСТЫХ НЕФТЕЙ [c.34]

    Производство парафина из неочищенных масляных дистиллятов (фракция 320—470° С) методом фильтрпрессования и потения осуществляется на многих заводах [1, 2]. Известна также зарубежная практика частичного использования масляных дистиллятов как сырья для производства парафина методом селективной депарафинизации [3]. Масляные дистилляты сернистых нефтей отличаются от парафиновых дистиллятов более низкой концентрацией парафина, повышенной вязкостью и другими свойствами. Поэтому возникла необходимость проверить условия получения парафина из масляного дистиллята сернистых нефтей и определить его свойства. [c.35]

    Проведенный промышленный опыт получения парафина из масляного дистиллята сернистых нефтей путем депарафинизации и обезмасливания последнего в растворе ацетон-бензол-толуола показал, что пониженная концентрация твердой фазы (12% против 16—18% в рафинатах) не явилась препятствием для нормальной работы барабанных вакуум-фильтров. Выход парафина, содержащего около 2% масла, составил 10,5% от сырья. [c.42]

    В физических свойствах пзтролатума и товарного микрокристаллического парафина наблюдается большое различие, однако это различие зависит от свойств исходной нефти, из которой они получаются, и от способа их получения. Некоторые нефти, а также отстой со дна нефтяных резернуа-ров могут служить хорошим сырьем для производства микрокристаллического парафина. Температура плавления парафинов изменяется в широких пределах — от сравнительно мягкого пластичного и плавящегося около 60°, до твердого продукта, плавящегося приблизительно при 93°, Углеводороды, присутствующие в этих парафинах, имеют состав в пределах от С34 до Сбо [21]. [c.43]

    По своей качественной характеристике наиболее благоприят-нflIм сырьем для получения парафинов являются нефти Северного Кавказа и Западной Украины. Сравнительная характеристика различных нефтей Советского Союза как сырья для производства парафинов приведена в табл. 38. [c.141]

    Моторное масло должно обладать смазывающей способностью, т. е. требуемой вязкостью, хорошей прокачиваемостью при любой температуре, до -которой может нагреться двигатель, и, кроме того, оно должно иметь определенную маслянистость . Испытание маслянистости и способности масла работать при высоких давлениях проводится с помощью специальных устройств, измеряющих трение, таких, нанример, как прибор Дили и Хер-шеля (Deeley and Hershel [6]). Практика эксплуатации показывает, что обычные минеральные масла имеют удовлетворительные показатели маслянистости , хотя следует заметить, что зубчатые передачи автодвигателей требуют использования смазочных масел, содержащих противоизносные присадки. Минеральные масла среднего молекулярного веса, полученные из нефтей, не содержащих парафина, или депарафинизированные настолько, что их температура застывания удовлетворяет требованиям, предъявляемым климатическими условиями (—20° С в умеренном климате, —35° С на севере), будут сохранять удовлетворительную вязкость и подвижность при температуре эксплуатации. Способность моторного масла охлаждать двигатель — очень важный фактор, большая часть производимой при сгорании топлива тепловой энергии удаляется с помощью масла. Но улучшить эту характеристику трудно теплоемкость и теплопроводность масел можно варьировать в небольших пределах. [c.491]

    Получение парафина или депарафинизация нефти составляет со-йершенно особенный раздел нефтепереработки. Она особенно близгл касается области приготовления смазочных масел. В самом деле депарафинизация проводится не только потому, что парафин находит себе на рынке самое широкое и разнообразное применение, но также и потому, что депарафинизация улучшает качество смазочных масел. В самом деле, присутствие твердого парафина повышает точку затвердевания фракций, отвечающих смазочным маслам. Поэтому все стремятся к удалению сырого парафина и максимальному форсированию производства парафина, ограниченному лишь емкостью рынка для этого продукта. [c.124]

    НИИ получения синтетической нефти из органических материалов. Особо значительными в этом отношении являются опыты К. Энглера и его учеников (1888 г.). Исходным материалом для своих опытов К. Энглер взял животные и растительные жиры. Для первого опыта был взят рыбий (сельдевый) жир. В перегонном аппарате К. Крэга при давлении в 10 аттг и при температуре 400°С было перегнано 492 кг рыбьего жира, в результате чего получились масло, горючие газы и вода, а также жир и разные кислоты. Масла было получено 299 кг (61%) уд. веса 0,8105, состоящего на 9/10 из углеводородов коричневого цвета с сильной зеленой флуоресценцией. После очистки серной кислотой и последующей нейтрализации масло было подвергнуто дробной разгонке. В его низших фракциях оказались главным образом предельные. углеводороды — от пентана до нонана включительно. Из фракций, кипящих выше 300° С, был выделен парафин с температурой плавления в 49—51° С. Кроме того, были получены смазочные масла, в состав которых входили олефины, нафтены и ароматические углеводороды, но в весьма небольших количествах. Продукт перегонки жиров под давлением по своему составу отличался от природных нефтей. К. Энглер дал ему название про- топеТролеум . Образование углистого остатка при этом не происходило, чему К. Энглер придавал особое значение, поскольку при перегонке растительных остатков (углей, торфа, древесины) в перегонном аппарате всегда образуется углистая масса. А так как в нефтяных месторождениях не наблюдается более или менее значительных скоплений угля, К. Энглер сделал вывод, что только животные жиры, без остатка превращающиеся в прото-петролиум, могли быть материнским веществом для нефти. Несколько позднее К. Энглер получил углеводороды из масел репейного, оливкового и коровьего и пчелиного воска [ ]. Штадлер получил аналогичные продукты при перегонке льняного семени. [c.311]

    Природный газ выгодно использовать только как источник метана, поскольку в нем содержится небольшое количество высших гомолзгов. Наоборот, попутный газ и газы стабилизации нефти являктся наиболее ценным сырьем для получения парафинов Сз—Сз. Из углеводородов С4 в попутных газах преобладает н-бутан ( —5 объемов на 1 объем изобутана), из С5 н-пентан (1,5—4 объема на 1 объем изопентана). [c.25]

    В работе [211 изучали очистку низкомолекулярных парафинов (фракция 240-350°С), выделенных из ромашкинской и туймазинской нефти, на силикагеле марки АСК и на алюмосиликатном адсорбенте активностью соответственно 12,0 и 11,6 при 25-30°С. Было установлено, что для полной деароматизации парафина на I кг ароматических углеводородов требуется 30 кг адсорбента, а для получения парафина с содержанием О,5-1,0 (масс.) ароматических углеводородов - 20-23 кг. Для десорбции применяли гептановую или изооктановую фракцию, бензол и спиртобензольную смесь. [c.230]

    За рубежом применяют такие же методы получения твердых парафинов. Кроме того, имеются (но не нащли широкого распространения) установки эмульсионного обезмасливания гача и обезмасливания гранулированного гача. Процесс обезмасливания гачей смесью кетона, толуола или бензола за рубежом часто комбинируют с процессом холодного фракционирования для получения парафинов с различными температурами плавления. В зависимости от содержания парафина в нефти и необходимости выработки масел используют одну из схем производства твердых парафинов. [c.110]

    Исследование состава твердого парафина различного молекулярного веса, выделенного из нефти месторождения Понка [144], показало, что с повышением молекулярного в еса парафина увеличивается содержание в нем разветвленных структур вообще и, в четности, доля структур, в которых заместителями в цепи являются циклопа а-финовые и ароматические кольца. Данны е7 полученные при исследовании двух образцов товарного парафина нефти Понка, приведены в табл. 13. [c.86]

    Исследование нефтей по единой унифицированной методике дало возможность сравнить их и дать технологическую классификацию в зависимости от потенциального содержания в них базовых дистиллятных и остаточных масел, качества масел и содержания серы и парафина [27]. Согласно этой технологической классификации, нефти разделены по классам и типам. Башнии НП (В. В. Фря-зинов, Р. С. Ах.метова) предложил классификацию нефти применительно к получению из них дорожных битумов [8]. Эта классификация стандартизирована ГОСТ 1954—66 Битумы нефтяные, дорожные, вязкие, улучшенные . По этой классификации на основе содержания в нефтях асфальтенов и силикагелевых смол нефти делятся на высокосмолистые (больше 20% асфальтенов и смол), смолистые (8—20% асфальтенов и смол), малосмолистые (менее 8% ягфяльтенов и смол). По содержанию твердых парафинов нефти делятся на высокопарафинистые (более 6%), парафинпстые (2— 6%), малопарафинистые (менее 2%). [c.28]

    Сырьем для получения парафинов служит обычно нефть, а церезин может быть выделен из остаточных нефтепродуктов, а также из озокерита. Озокерит, или горный воск, состоит главным образом из церезина с большим или меньшим содержанием других веществ (песчаник, нефтеобразные масла, смолы). В СССР наиболее богатое месторождение озокерита находится в Западной Украине (Бориславль), на о. Челекен (Каспийское море). После отделения сопровождающих минеральных пород и удаления из озокерита масел (при перегонке с водяным паром, с последующей отгонкой в вакууме) получают различные сорта товарного церезина. [c.61]

    Д, вязких продуктов осуществляют обычно селективными р-рителями, наир, смесью метилэтилкетона или ацетона с толуолом (иногда с бензолом), высшими кетонами, жидким пропаном, плохо растворяющими парафины и хорошо — остальные компоненты исходного нефт. сырья. Парафин отделяют фильтрованием, р-ритель удаляют отгонкой. Побочные продукты Д.— смеси парафиновых углеводородов — после очистки исиольз. для получения парафина, церезина, а также в кач-ве сырья в нефтехим. синтезе. [c.151]

    В качестве источников углерода дрожжевые клетки могут использовать и низшие спирты — метанол и этанол, получаемые в биотехнологии из природного газа или растительных отходов. Дрожжевая масса, полученная после культивирования дрожжей на спиртах, содержит больше белков (56 — 62 % от сухой массы) и меньше вредных примесей, чем кормовые дрожжи, выращенные на парафинах нефти, такие, как производные бензола, /)-аминокисло-ты, аномальные липиды, токсины и канцерогенные вещества. Кроме того, кормовые дрожжи имеют повышенное содержание нуклеиновых кислот — 3 — 6% от сухой массы, которые в этой концентрации вредно воздействуют на организм животных. В результате их гидролиза образуется много пуриновых оснований, превращающихся затем в мочевую кислоту и ее соли, которые могут быть причиной мочекаменной болезни, остеохондроза и других заболеваний. Тем не менее кормовые дрожжи хорошо усваиваются и перевариваются в организме животных, а по содержанию таких аминокислот, как лизин, треонин, валин и лейцин, значительно превышают многие растительные белки. Вместе с тем белки дрожжей частично не сбалансированы по метионину, в них мало цистеина и селенцистеина. Оптимальная норма добавления дрожжевой массы в корм сельскохозяйственных животных обычно составляет не более 5 —10 % от сухого вещества. [c.11]

    Вследствие низкого содержания товарного парафина в пара финовом дистилляте (3,3—4,1% от нефти) мазуты нефтей верхнемеловых отложений не являются благоприятным сырьем для получения парафина. [c.19]

    Приведенные данные о содержании парафина в масляных дистиллятах алиюртовской нефти свидетельствуют о том, что они не являются благоприятным сырьем для получения парафина. [c.120]

    Для выяснения влияния отдельных операций процесса получения парафина, оказываемого на его углеводородный и фракционный состав, нами было проведено обследование парафинового цеха Грозненского нефтезавода, перерабатывающего дистиллят затеречных нефтей, физико-химические свойства и углеводородный состав которого приведены ниже. [c.136]

    Парафин нефтей Затеречной равнины является хорошим сырьем для получения синтетических жирных кислот. [c.229]

    Предварительные опыты получения парафина были проведены на масляных дистиллятах (фракция 320—460° С) из туймазинской товарной нефти и ее смеси с ромашкинской. Для более правильной оценки- процессов депарафинизации и обезмасливания дистиллята по скорости фильтрации, балансу и качеству парафина было йрове-дено несколько контрольных опытов на рафинате тех же пределов выкипания. [c.35]

    Для получения парафина, отвечающего требованиям на сырье для окисления, была составлена в балансовом отношении смесь из парафинов от обезмасливания гачей II и III фракций и отгона до 430° С от гача IV фракции. Суммарное количество такого парафина составило 1,62% па нефть. Реальные ресурсы парафина для синтеза в туймазинской товарной нефти составляют около 1,3% на нефть. [c.123]

chem21.info

Парафиновые углеводороды выделение на нефти

    Температура застывания дизельного топлива, определяемая по ГОСТ 1533—42, имеет большое значение для эксплуатации двигателей, транспортирования и хранения топлива. Температурой застывания дизельных топлив называется температура, при которой топливо, находящееся в лабораторной пробирке, наклоненной под углом 45°, не меняет своего уровня в течение одной минуты. Топливо может застывать из-за наличия в нем большого количества парафиновых углеводородов, выделение которых вызывает помутнение топлива, отложения их на топливных фильтрах и прекращение подачи топлива. Дизельные топлива, насыщенные парафином, применяют только в летнее время. Температура застывания дизельного топлива зависит также от его фракционного состава. Более тяжелое по фракционному составу топливо из одной и той же нефти обладает более высокой температурой застывания. Для нормальной работы дизельных двигателей необходимо, чтобы топливо имело температуру застывания ниже температуры окружающего воздуха на 10—15°. Важным показателем для топлива является температура его помутнения, определяемая по ГОСТ 5066—56. [c.151]     Переходя к вопросу об отдельных твердых парафиновых углеводородах, выделенных из нефтей, следует отметить, что еще [c.10]

    Так в промышленности осуществляется окисление твердых парафиновых углеводородов, выделенных из керосино-газойлевых фракций нефтей. Окисление проводят кислородом воздуха при температуре 100-150°С на катализаторах. При этом получают высшие жирные кислоты (с числом атомов углерода С10-С20), которые далее используются для получения мыла и других поверхностно-активных веществ. [c.27]

    В нормальных парафиновых углеводородах, выделенных из дизельных фракций прямой перегонки сернистых нефтей, содержалось примерно равное количество всех углеводородов от С,з до С19 (во фракции до 350°С) или до (во фракции до 400°С). В газойле каталитического крекинга преобладали высокомолекулярные парафиновые углеводороды (45% углеводородов С18—С21 на сумму парафиновых) [8, 29]. [c.22]

    ВЫДЕЛЕНИЕ ПАРАФИНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ НЕФТИ [c.1232]

    Исследованы составы синтетических жирных кислот, полученных окислением твердых парафинов из грозненских и восточных нефтей и жидких парафиновых углеводородов, выделенных из синтина и дизельного топлива. [c.42]

    Нефтяные кислоты выделяют из нефтей и далее используют для получения мыла, антисептиков, наполнителей для взрывчатки. В промышленности кислоты получают также окислением высокомолекулярных парафиновых углеводородов, выделенных из нефтей. [c.114]

    Состав и свойства нормальных парафиновых углеводородов, выделенных из керосинов, полученных из девонской нефти [42] [c.27]

    Нормальные парафиновые углеводороды, выделенные из дизельных фракций прямой перегонки сернистых нефтей, включают примерно равное количество всех углеводородов от jg до i, во фракции до 350° С или до as во фракции до 400° С. В газойле каталитического крекинга преобладают высокомолекулярные парафиновые углеводороды (45% углеводородов ig—С21 на сумму парафиновых). [c.25]

    Характеристика нормальных парафиновых углеводородов, выделенных из фракций долинской и битковской нефтей [c.142]

    Свойства индивидуальных нормальных парафиновых углеводородов, выделенных из масляной фракции битковской нефти после удаления твердого парафина и ароматических углеводородов [c.241]

    Физико-химические свойства индивидуальных парафиновых углеводородов, выделенных из битковской нефти (скважина № 300) [c.242]

    Еще в 1883 г. [58] было высказано мнение, что, в нефтяном парафине содержатся углеводороды предельного ряда нормальные и изостроения. Аналогичное мнение высказывалось в работе [59], где сравнивались температуры плавления, кипения и плотности парафиновых углеводородов, выделенных из пенсильванской нефти, и синтетических н-алканов. Более высокая плотность природных парафиновых углеводородов объяснялась [59] возможным присутствием изоалканов (указывалось, однако, на возможность присутствия углеводородов других гомологических рядов). Результаты изучения физических свойств узких фракций парафина, выделенного из нефти Мид-Континента методом дифракции рентгеновских лучей [60], позволили заключить, что н-алканов в парафине содержится не более 65 вес. %, содержание изоалканов достигает 20 вес,%. [c.38]

    Рис, 10. Результаты разгонки концентрата нормальных парафиновых углеводородов, выделенных из газойлевой фракции нефти. [c.32]

    Расшифровка спектров парафиновых углеводородов, выделенных из керосиновой фракции туймазинской нефти [c.461]

    К белым маслам относятся асла, которые состоят на 95— 98 масс. % из нафтено-парафиновых углеводородов, выделенных из высококипящих фракций нефти. В ряде областей народного хозяйства белые масла работают под высоким давлением — до 1000 МПа (например, в компрессорах высокого давления, в гидравлических системах, при использовании в оборудовании глубокого бурения скважин и т. д.). Известно, что давление повышает вязкость масел [1—3]. При этом чем выше индекс вязкости масла, тем меньше влияние давления [4, с. 64]. В некоторых случаях увеличение вязкости под давлением является благоприятным фактором, но при работе масел в качестве гидравлических, гидротормозных, демпферных жидкостей желательно, чтобы вязкость была устойчивой. Вследствие экспериментальных трудностей, связанных со специальной аппаратурой, зависимость вязкости от давления широко не изучалась. Поэтому в литературе об этом вопросе имеется мало данных. [c.63]

    Нафтено-парафиновые углеводороды, выделенные из различных нефтей, близки но своим физико-химическим и эксплуатационным свойствам. Нафтено-парафиновые углеводороды имеют очень низкую стабильность к воздействию кислорода, но хорошие вязкостно-температурные свойства. Ароматические углеводороды масляных фракций нефтей отличны по своей природе и, по-видимому, оказывают большее влияние на качество и эксплуатационные свойства смазочных масел, чем нафтено-парафиновые углеводороды. [c.136]

    С точки зрения стабильности против окисления нафтено-парафиновых фракций, выделенных из средневязких и высоковязких масел, характер нефтяного сырья, из которого эти фракции выделены, не имеет существенного значения. Нафтено-парафиновые фракции, выделенные из масел тяжелых нефтей (нанример, бинагадинской), практически равноценны нафтено-парафиновым углеводородам масляных нефтей. [c.165]

    Как видно из табл. 4, свойства нафтено-парафиновых углеводородов, выделенных из масел различных нефтей (плотность, коэффициент рефракции, вязкостно-весовая константа, индекс вязкости и др.), близки между собой. [c.29]

    Нафтено-парафиновые углеводороды, выделенные из различных нефтей, близки по своим физико-химическим и эксплуатационным свойствам. [c.46]

    В табл. 6 дан перечень углеводородов, выделенных из нефти Попка (Оклахома, США) [9]. Здесь представлены углеводороды только с 7 —10 атомами С в молекуле. Из таблицы следует, что было бы бесполезно пытатьвысокомолекулярные углеводороды из нефти методом перегонки. [c.20]

    Однако высокомолекулярные алифатические углеводороды не удается получать из нефти с той степенью чистоты и однородности, которые требуются для дальнейшей химической переработки. Из каменноугольной смолы фракционированной перегонкой иногда с последующей кристаллизацией легко можно получать индивидуальные соединения. Применение аналогичных методов при переработке нефти вследствие большей сложности ее состава не позволяет достигнуть этой цели. Выделение фракций с широкими пределами кипения, содержащих углеводороды с 10—20 углеродными атомами в молекуле, также непригодно для получения сырья, предназначаемого для последующей химической переработки. Наиболее пригодные для переработки углеводороды нормального строения в подобных широких фракциях представляют собой смеси с парафиновыми углеводородами изостроения (с различной сте- [c.8]

    Б. А. Казанский и Г. Р. Гасан-Заде [6] исследовали парафиновые углеводороды фр. 9—65° калинской нефти. Бензин предварительно перегонялся на узкие фракции и каждая из них многократно фракционировалась. Из фр. с т. кип. 18— 29° был выделен 2-метилбутан, наличие которого подтверждалось соответствующими константами. [c.117]

    Нефти Советского Совза различаются между собой химическим составом, в частности содержанием парафиновых углеводородов. Известны нефти с содержанием парафина не более 0,2% (масс.), например ильская легкая, доссорская, анастасиевская, южно-алаыышинская и др. Имеотся нефти, содержащие парафина более 13% (масс.), например ставропольская, мангышлакская, а также нефти, содержащие 8-13% (масс.),- грозненская парафинис-тая, бориславская и др. Поэтому содержание н-алканов в дизельных фракциях, выделенных из этих нефтей, также разное. Данные о содержании углеводородов, образующих комплекс с карбамидом, в дизельных фракциях нефтей различных месторождений СССР приведены в табл. [c.81]

    Жгкцо пара шовые углеводороды (С5—С-) были, по-видимому, первыми представителями индивидуальных углеводородов, выделенных из нефтей и идентифицированных. Д. И. Менделеев [II 15ыдел11л пентан пз легкой части бакинской нефти, Варрен, Пелуз к Кагур — нз пенсильванской. Свойства и строение парафиновых углеводородов, выделенных из бензиновой части пенсильванской нефти, детально изучал К. Шорлеммер. [c.24]

    В соответствии с правилом Марковникова в первую очередь замещается нитрогруппой атом водорода, находящийся у наименее гидрогенизированного атома углерода. Коновалов установил, что в парафинах нормального строения группа N02 при прочих равных условиях предпочтительно направляется в а-положение к метильной группе. Если же в углеродной цепи имеется фенильная группа, то группа N02 становится в и-положение к этой последней, т. е. к фенильной группе. При нитровании парафинов, содержащих третичные атомы углерода, нитрогруппой преимущественно замещается водород, стоящий у третичного атома углерода. В этом случае в продуктах реакции третичные нитросоединения составляют 75—80%, а вторичные 20—25%. Такая избирательность (хотя и не полная) нитрования парафинов по третичному атому углерода была использована С. С. Наметкиным для доказательства строения парафиновых углеводородов, выделенных из нефти, каменноугольной смолы и озокерита [134—381]. При помощи этого метода можно установить соотношение в твердых предельных углеводородах структур нормального и разветвленного строения. Однако точные количественные результаты по этому методу получить не удается, так как реакция нитрования в большей или меньшей степени осложняется реакциями окисления, приводящими к глубокой деструкции части взятых для нитрования углеводородов. [c.56]

    Парафиновые углеводороды, выделенные из фракции той же нефти, но выкипающей в пределах 400—500°, были вдрмального и изостроения и резко различались между собой по мод улярному весу, температурам плавления и другим физико-химическим показателям. [c.35]

    Среди всех исследуемых нефтей ведущее место занимает нефть месторождения Озек-Суат — образцы ее- из различных скважин содержат 18—27% парафиновых углеводородов [6] 4—8% из них составляют низкоплавкие парафины. В связи с этим представляло большой интерес определить потенциальное содержание и качество низконлавких парафинов в дизельных фракциях озексуатской нефти. С этой целью были исследованы парафиновые углеводороды, выделенные из дизельных фракций озексуатской нефти, которые выкипают в пределах 250—350° и 300—375°. В табл. 1 сопоставлены выходы и свойства этих фракций и одного из образцов керосино-газойлевой фракции промышленной выработки (фракция отобрана 30 октября 1958 г.). [c.141]

    В табл. 137 приведена характеристика нормальных парафиновых углеводородов, выделенных из бензино - керосиновых фракций битковской нефти, а в табл. 138— свойства депарафинированных бензинокеросиновых фракций. [c.187]

    Физико-химические свойства индмвидуа. гьных парафиновых углеводородов, выделенных из долинской нефти (скважина Л 306) [c.243]

    Выделение неиредельн , х углеводородов из нефти 1230. Выделение ароматических углеводородов пз нефти 1231. В1) деление парафиновых углеводородов из нефти 1232. Испытание на перегонку 1233. Испытание на цвет 1234. Испытание на серу и сернистые соединения 1235. Температура вспышкп 1238. Вязкость нефтяных масел 1238. Дру1 ие пробы, применяемые для испытания нефтепродуктов 1239. [c.643]

    Выход парафина с т. пл. 32° составляет 4,3% от нефти (выход парафина от дизельного топлива 27%), а выход денарафипизированного компонента дизельного тонлива составляет 11,7% с температурой застывания —12°, содержащего в своем составе 89% пафтено-парафиновых углеводородов. Выделенный парафин с т. пл. 32° был подвергнут окислению . Получен- [c.204]

    Хлорирование высших парафинов представляет значительный интерес для получения моющих средств на основе так называемого керилбензола (продукт конденсации бензола с хлорированной фракцией керосина или хлорированными парафинами). Для этих целей хлорированию подвергают деароматизированные керосиновые фракции из парафинистой нефти, но лучше применять жидкие парафиновые углеводороды, выделенные из керосиновых фракций с помощью карбамида. [c.425]

    Учитывая эти факторы, нами была предпринята попытка получить антистатические присадки на основе продуктов нефтепереработки и нефтехимии синтетических жирных кислот (СЖК), полученных окислением парафиновых углеводородов, выделенных из масляных фракций нефтей мылонафта, полученного защелачиванием керосиновых дистиллятов, а также додецилбензолсульфо-ната натрия, который является полупродуктом при производстве синтетических моющих веществ на нефтеперерабатывающих заводах. Характеристика исходного сырья представлена в табл. 1. [c.106]

    При сопоставлении физико-химических свойств и структурно-группового анализа фракций нафтено-парафиновых углеводородов, выделенных из указанных концентратов, видно, что фракции концентрата цилиндрового дестиллата имеют более высокие значения плотности, вязкостновесовой константы и показателя преломления, чем аналогичные фракции концентрата карачухуро-сураханской нефти. Подобная картина наблюдается и для фракций нафтено-ароматических углеводородов из концентрата цилиндр вого дестиллата. Это обстоятельство указывает на различную природу нефтей карачухуро-сураханской и грозненскойнарафинистой, из которых получены указанные концентраты.  [c.91]

    Как видно из данных табл. 6, свойства нафтеио-парафиновых углеводородов, выделенных нз масел различных нефтей, близки между собой. [c.123]

    Присутствие тяжелых конденсирующихся углеводородов в природных газах, транопортируемых по трубопроводам под высоким давлением, приводит при некоторых-условиях к выделению кбнденсата, что создает многочисленные трудности. В частности, в условиях холодного климата и в гористых районах, где трубопроводы проложены с крутым уклоном, конденсат заполняет пониженные участки трубопровода. Во многих случаях количество конденсата оказывается весьма значительным и он образует своего рода гидравлический затвор. Поэтому из газов с высоким содержанием высших парафиновых углеводородов предварительно извлекают газовый бензин. В последующем по мере роста потребления сжиженных газов начали выделять также часть пропана и большую часть бутанов. В настоящее время стремятся достичь максимальной полноты извлечения как этих компонентов, так и этана. Из этана можно получать этилен с выходом 75% вес. выход же этилена иэ пропана составляет лишь около 45%, а из нефти не более 20—28%. [c.22]

    Нами установлено, что фракция 200—250° норийской нефти содержит 29,3% парафиновых углеводородов, из которых 2,5% составляют соединения нормальпото строения. Представляло интерес установить возможность количественного выделения н-парафинов из сложной смеси углеводородов, в которой их содержание составляет всего 2,5%, а в деаро.матизпро-ванной фракции — 3,8%. [c.104]

chem21.info

Способ выделения н-парафинов из нефтяного сырья

 

О П И С А H И Е !ii! 595360

ИЗОБРЕТЕНИЯ

Союз Советских

Социалистических

Реслублик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

1 (61) Дополнительное к авт. свил-ву (22) Заявлено 04.01.76 (21) 2307411/23-04 (51) М. Кл."- С 10G 43/04

С 07С 7/13 с присоединением заявки №

Государственный комитет

Совета Министров СССР го делам изобретений н открытий (23) Приоритет (43) Опубликовано 28.02.78. Бюллетень № 8 (45) Дата опубликования описания 30.03.78 (53) УДК 665,521.93 (088.8) (72) Авторы изобретения

М. Н. Фрид, А. Н. Переверзев, Л. В. Борисов" и T. В. Сергеева (71) Заявитель (54) СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ и-ПАРАФИНОВ

ИЗ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ

Изобретение относится к способам разделения углеводородных смесей на адсорбентах и может быть применено в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Известен способ выделения и-парафинов из углеводородных смесей, заключающийся в адсорбции и-парафинов на цеолите из сырья, подаваемого в адсорбер в паровой фазе, продувке и вытеснительной десорбции и-парафинов с помощью газообразного десорбента (1).

Наиболее близким к изобретеншо является способ выделения и-парафинов из нефтяного сырья путем адсорбции на молекулярных ситах, отдувки неадсорбированных углеводородов и десорбции газообразным десорбентом

12). В качестве десорбента используют углекислый газ.

Процесс является циклическим и состоит из адсорбции, продувки и десорбции, составляющих один цикл. В стадии адсорбции из подаваемого исходного сырья извлекаются и-парафины с помощью цеолита. Денормализат после отделения от него углекислого газа собирается в емкость. Углекислый газ сжимается компрессором и возвращается в процесс.

В стадии продувки с помощью десорбснта (углекислого газа) из пор цеолита удаляются остатки сырья, денор мал изата и частично и-парафины, что повышает чистоту целевого продукта. После отделения углекислого газа промежуточная фракция возвращается в сырье. В стадии десорбции с помощью углекислого газа происходит вытеснение пз пор цеолита ранее адсорбированных и-парафинов.

После проведения вытеснительной десорбции необходимо отделить десорбент от продуктов десорбцни. Выделение десорбента из денормализованной фракции, промежуточной фракции и и-парафинов осуществляется путем их охлаждения, конденсации н сепарации. Затем десорбент компрессором снова подают в процесс.

В результате применения конденсации и сепарации происходит недостаточно полное отделение десорбента (углекислого газа) от продуктов десорбции. За счет этого ухудшается чистота десорбента. Продукты продувки, денормализат и и-парафины частично уносятся десорбентом. Это приводит к снижению качества н потерям целевого продукта.

Кроме того, для отделения углекислого газа от продуктов десорбции, а также от всех остальных необходимо применять охлаждение с использованием специального хладагента (например, аммиачный холод).

Цель изобретения — повышение выхода и качества целевого продукта.

Это достигается описываемым способом

3р выделения и-парафинов из нефтяного сырья

595360

25 путем адсорбции на молекулярных ситах, отдувки неадсорбированных углеводородов, десорбции с помощью газообразного десорбента, последующим отделением десорбента путем конденсации, контактированием десорбента с жидким абсорбентом и возвратом его в цикл процесса.

Отличительный призплк способа злключлется в контактированип десорбепта с жидким лбсорбептом перед возвратом дссорбснтл и цикл.

Сущность изобретения заключается в следующем.

В процессе разделения углеводородных смесей на адсорбентах сырье в паровой фазе подают в заполненный цеолитом адсорбер с температурой 180 — 380 С. Содержащиеся в сырье нормальные парафины адсорбируются на цеолите и при этом вытесняют ранее адсорбированный десорбент (аммиак или углекислый газ). Из адсорбера выходит смесь денормализата и десорбента.

Для удаления остатков сырья из объема адсорбера и пространства между гранулами цеолита после стадии адсорбции через адсорбер пропускают продувочный газ, в качестве которого используют, напр имер, десор бент.

После продувки через адсорбер пропускают десорбент для десорбции н-парафинов из пор цеолита.

Выходящие из адсорбера после каждой стадии (адсорбции, продувки, десорбции) потоки десорбента и углеводородов (денормализат, промежуточная фракция, и-парафины-десорбат) разделяют путем охлаждения и конденсации последних. Сконденсировавшиеся углеводороды отделяют.

Десорбент, содержащий некоторое количество углеводородов, пропускают через абсорбер, в который подают жидкий абсорбент. В качестве последнего могут быть использованы: вода, водные растворы солей, спирты, альдегиды, кетоны, амины и пх водные растворы.

Абсорбент затем выводят из абсорбера и направляют в десорбер, в котором из раствора выделяют десорбент путем нагревания или понижения давления. Регенерироваппыс лбсорбент и десорбент повторно используют.

Пример 1. При многоцикловой работе сырье, содержащее 30 вес. % н-парафинов, (гексановая фракция 65 — 75 С) и рециркулирующую промежуточную фракцию всего в количестве 80 г при температуре 180 С подают в паровой фазе в адсорбер, заполненный о цеолитом типа 5А в количестве 650 см в течение 10 мин. Во время адсорбции н-парафины заполняют полости цеолита, вытесняя при этом ранее адсорбировапный десорбент (углекислый газ). Поток денормализата и углекислого газа охлаждают до 20 С. Скопденсировавшийся денормализат отделяют.

По окончании стадии адсорбции с целью удаления сырья из пространства между гра30

l5

05 нулами цеолита через адсорбер пропускают углекислый газ в течение 1 мин. Полученный газосырьевой поток охлаждаютдо температуры 20 С. Сконденсированную промежуточную фракцию возвращают в сырье.

Углекислый газ после отделения от него дснормализата и промежуточной фракции, содержащий 0,2 г углеводородов, направляют в лосорбер. В абсорбере углекислый глз поглощается водой.

Полученный раствор выводят из абсорбера, нагревают до 120 С и подают в десорбер, где из водного раствора выделяют углекислый газ, не содержащий углеводородов. Углекислый газ повторно используют в процессе.

После продувки через адсорбер в течение

10 мин пропускают углекислый газ для десорбции и-парафинов. Выходящий из адсорбера поток н-парафинов и углекислого газа охлаждают до 20 С и отделяют сконденсировавшиеся парафины (десорбат). Углекислый газ, содержащий 0,6 г н-парафинов, пропускают через аосороер с водой, затем раствор нагревают до 120 С и из него в десорбере выделяют углекислый газ, не содержащий углеводородов, который возвращают в процесс.

Результаты опыта приведены в таблице.

Пример 2. Сырье (фракция 190 — 260 С), содержащее 20% н-парафинов и рециркулнющую промежуточную фракцию в количестве

70 г рециркулнрующую промежуточную фракцию в количестве 70 г нагревают до температуры 380 С и в тсчс 5 п н пропускают через заполненный цеолитом типа 5А адсорбер. Из адсорбера выводят поток денормалпзата и десорбированного из пор цеолита десорбента (аммиак), Поток охлаждают до

45 С, отделяют сконденсировавшийся денормализат.

По окончании адсорбции через адсорбер в течение 1 мин пропускают аммиак на продувку от остатков сырья. Полученную газосырьевую смесь охлаждают до 45 С, отделяют скондснсировавшиеся углеводороды— промежуточную фракцию. Аммиак после отдслеппя скопдепсировавшихся денормализата и промежу-. о гной фракции, содержащий 2 г углеводородов, направляют в абсорбер, заполненный водой. Абсорбцию проводят при

45 С. Из раствора аммиака в десорбере при температуре 150 С выделяют аммиак, не содсржащии углеводородов, который снова направляют в процесс.

После продувки в адсорбер в течение 9 мин годают аммиак на десорбцию. Выходящий из адсорбера поток н-парафинов и аммиака охлаждают до 45 С, отделяют сконденсировави 0åñë и-парафины (десорбат) . Аммиак, содержащий 3 г парафинов, подвергают контактированию с водой, отделяют от раствора парафины, затем раствор аммиака подают в десорбент, где при 150 С аммиак выделяют пз раствора и повторно используют в процессе.

595360

Примеры

Г!оказател и

Взято сырье, вес. %

92,9

7,1

100

100

92,9

7,1

92,5

7,5

92,5

7,5 в том числе свежего рсциркулирукидей фракции

Получено, вес. у;: н-парафинов фракции

7,1

64,9

26,6

7,1

66,3

15,7

7,5

76,8

16,6

7,5

75,9 деиормализата

Выход и-парафинов

28,6

17,9

17 иа свежее сырье, вес.

Чистота н-парафинов, вес. у, 98,5

97,8

20

Температура коидеисации, С

Составитель H. Королева

Редактор Т. Никольская Техред А. Камышиикова Корректоры: Л. Тарасова и Е Хмелева

Подписиос

Заказ 825/5 Изд, ¹ 256 Тираж 680

НПО Государственного комитета Совета Мииистров СССР по делам изобрстсипй и открытий

113035, Москва, K-35, Раушская иао., д. 4j5

Типография, пр. Сапунова, 2

Результаты опыта приведены в таблице, В таблице приведены также результаты опытов, проведенных в условиях известного способа с использованием в качестве десорбента углекислого газа (пример 3) и аммиака (пример 4) .

Пример 5. Сырье (гсксановая фракция

65 — 76 С) содержащее 30 вес. % и-парафинов и рециркулирующую промышленную фракцию, всего в количестве 50 r, при температуре 180 С пропускают через адсорбер, запало пенный цеолитом типа 5А в течение 10 мин.

Во время адсорбции и-парафины заполняют полости цеолита, вытесняя ранее адсорбированный десорбент (углекислый газ) . Поток денормализата и углекислого газа охлаждают до 25 С. Сконденсировавшийся денормализат отделяют.

По окончании адсорбции через адсорбер в течение 1 мин пропускают углекислый газ на продувку от остатков сырья. Полученный газосырьевой поток охлаждают до 25 С, отделяют сконденсировавшиеся углеводороды— промежуточную фракцию.

Углекислый газ после отделения сконденсировавшихся денар мал изата и промежуточной фракции, содержащий 0,1 г углеводоро5

50 дов, направляют в абсороер, заполненный

0,5 н. водным раствором моноэтаноламина (МЭА). Полученный раствор углекислого газа в МЭА выводят из абсорбера, нагревают до 140 С и подают в десорбер, где из раствора выделяют углекислый газ, не содержащий углеводородов. Углекислый газ повторно используют в процессе.

После продувки через адсорбер в течение

10 мин пропускают углекислый газ для десорбции и-парафинов. Выходящий из адсорбера поток и-парафинов и углекислого газа охлаждают до 25 С и отделяют сконденсировавшиеся парафины (десорбат). Углекислый газ, содержащий 0,3 г парафинов, пропускают через абсорбер с 0,5 и. водным раствором МЭА. Затем раствор углекислого газа в

МЭА нагревают до 140 С, и пз него в десорбере выделяют углекислый газ, не содержащий углеводородов, который возвращают в процесс.

Таким образом, получение парафинов по предлагаемому способу позволяет повысить выход и-парафинов на 5% по сравнению с известным способом, улучшить пх качество.

Кроме того, получение чистого десорбента и удаление из него углеводородов проводится без дополпптельного охлаждения и компремирования, что улучшает технико-экономические показатели процесса.

Формула изобретения

Способ выделения и-парафинов пз нефтяного сырья путем адсорбцип на молекулярных ситах, отдувки неадсорбированных углеводородов и десорбцип с помощью газообразного десорбента с последующим отделением десорбента путем конденсации и возвратом

его в цикл, отличающийся тем, что, с целью повышения выхода и качества целевого продукта, десорбент перед возвратом в цикл подвергают контактированию с жидким абсорбентом.

Источники информации, принятые во внимание прп экспертизе

1. Wehner Klaus, Kaufmann Hermann, Seide

Gunter. Das Рагех-Verfahren zur Gewinnung

von u-Paraffinen aus Erdol. «Chemisch Technologie», 1967, 19, № 7, р. 385 — 392.

2. Авторское свидетельство СССР № 172443, кл. С 10G 43/04, 1965.

Способ выделения н-парафинов из нефтяного сырья Способ выделения н-парафинов из нефтяного сырья Способ выделения н-парафинов из нефтяного сырья 

www.findpatent.ru

способ депарафинизации нефти - патент РФ 2434930

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для очистки нефти от твердых парафинов. Изобретение касается способа депарафинизации нефти сжиженным пропан-бутановым газом, отличающийся тем, что в смесь нефть - сжиженный газ добавляют депрессорную присадку Flexoil в количестве 0,05-0,1 мас.%, при этом отделение парафина осуществляют фильтрацией. Технический результат - увеличение количества удаляемых из нефти парафинов. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатываемой промышленности для очистки нефти от твердых парафинов.

Известна депарафинизация растворителем парафинистых углеводородных масел, которая усовершенствуется за счет использования полимерного вспомогательного средства поли(н-С 24)алкилметакрилата в сочетании с поли(С8-С20 алкил(мет)акрилатом. За счет использования этого средства можно усовершенствовать процессы депарафинизации растворителем с использованием теплообменников с непрямым поверхностным охлаждением или с прямым охлаждением холодным растворителем. Могут использоваться депарафинизирующие растворители, жидкие в обычном состоянии (кетоны С3-С6, смеси кетонов, смеси кетонов с ароматическими соединениями и галогенированными углеводородами С2-С4). Процессы самоохлаждаемой депарафинизации с использованием низкокипящих углеводородов, газообразных в нормальном состоянии, также улучшаются за счет использования данного средства. Его применение приводит к увеличению скорости фильтрации и соотношения жидкость/твердое тело в процессе депарафинизации (Пат. США 4728414).

Известен способ депарафинизации для снижения температуры плавления парафинистых масел, при котором масло охлаждается при непосредственном контакте с самоохлаждаемой жидкостью, например пропаном. Парафин, отделяемый при охлаждении, удаляется при помощи флотации пузырьками испаряющейся самоохлаждаемой жидкости, которые поднимаются через масло, образуют пенную эмульсию парафина, которую можно декантировать и выделить из нее парафин. Для улучшения отделения парафина можно применить депарафинизационный растворитель, например, метил-этил-кетон. (Пат. США 4447311).

Известен процесс депарафинизации нефтяного сырья, который включает ввод нефтяного сырья в зону охлаждения, разделенную по меньшей мере на 6 ступеней перемешивания, ввод предварительно охлажденного селективного депарафинизирующего растворителя в каждую из ступеней перемешивания, поддерживание степени перемешивания на каждой ступени от 200 до 100000 преобразованных чисел Рейнольдса, чтобы воздействовать преимущественно на мгновенное смешивание и охлаждение этого растворителя и нефтяного сырья на каждой из стадий смешивания с целью осаждения парафина из нефтяного сырья, выделения осажденного парафина из раствора нефть-растворитель и восстановления из раствора масла, имеющего пониженное содержание парафина. Упомянутые растворители содержат метилэтилкетон, метилизобутилкетон, этан, пропан, бутан и их смеси, дихлорэтан и дихлорметан и смеси кетонов с бензолом или толуолом (Патент Великобритании № 1230844). Недостатком является сложность и многоступенчатость процесса.

Известен способ депарафинизации нефтепродуктов путем смешения сырья с поверхностно-активным веществом, термообработки полученной смеси, охлаждения ее до температуры депарафинизации с последующим выделением парафиновых углеводородов в постоянном электрическом поле (Патенты РФ № 2321616, № 2353645, № 2353646, № 2289611). Однако данные способы требуют сложного аппаратурного оформления.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ депарафинизации нефти путем ее смешения со сжиженной пропан-бутановой смесью при соотношении нефть - сжиженный газ 1:3, нагревания полученной смеси до температуры +50°С, охлаждении смеси до температуры -10÷-30°С, отфильтровывании твердого остатка [А.К.Головко, В.Г.Сурков, В.Ф.Камьянов, Л.А.Кошелева. Влияние температуры на процесс предварительной очистки парафинистой нефти сжиженным газом. // Материалы 6 международной конференции «Химия нефти и газа», 5-9 сентября 2006 г., С.230-232]. Недостатком этого способа является низкая степень очистки нефти от парафинов.

Задачей предлагаемого способа является увеличение количества удаляемых из нефти парафинов.

Технический результат достигается тем, что в смесь нефть - сжиженный газ добавляют 0,05-0,1 мас.% депрессорной присадки - поверхностно-активного вещества Flexoil, процесс депарафинизации ведут при температуре -5÷-20°С.

Сравнительные испытания проводили по методике, изложенной в прототипе.

Эксперименты проводились в миксере-экстракторе при трехкратном избытке растворителя, т.е. при соотношении нефть:растворитель, равном 1:3. Количество веществ контролировали по их весу. Заполненный смесью нефть-сжиженный газ-депрессорная присадка миксер-экстрактор погружают в термостат, нагревают до 50°С и выдерживают при этой температуре в течение 20 минут. Затем миксер-экстрактор охлаждают до температуры кристаллизации парафина. Скорость снижения температуры составляет 4-5 град/мин. Процесс фильтрования проводят при -5÷-20°С без доступа воздуха с использованием герметичного фильтра. Продукты фильтрации представляют собой смесь от 30 до 40% парафинов, содержащихся в исходной нефти, остальное - масла и смолы. В осадке на фильтре содержится 60-70% парафинов, остальное - смолы и асфальтены. Все эксперименты проводились четырежды, результаты усреднялись. В экспериментах использовалась нефть с температурой застывания +22,5°С, содержащая 9,6 мас.% парафина. В качестве растворителя использовался сжиженный бытовой газ состава (мол.%): пропан 85,65; н-бутан - 14,35. После окончания процесса фильтрации смесь сжиженного бытового газа с очищенной нефтью выдерживалась при температуре +20°С в течение 2 часов для удаления газа из нефти. В экспериментах использовалась присадка Flexoil, являющаяся сополимером на основе метакрилатов и обладающая депрессорным действием.

Содержание парафинов в нефти определяли по СЖШИ 1220 - 2006 (ФР.1.31.2007.03841), погрешность определения парафинов 1,27%, температуру застывания по ГОСТ 20287-91.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. Температура охлаждения смеси -5°С. В исходной нефти содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 5,9 мас.%, температура застывания -7°С.

Пример 2. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. Температура охлаждения смеси -10°С. В исходной нефти содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 6,2 мас.%, температура застывания -6,5°С.

Пример 3. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. Температура охлаждения смеси -15°С. В исходной нефти содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 5,86 мас.%, температура застывания -7°С.

Пример 4. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. Температура охлаждения смеси -20°С. В исходной нефти содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 5,72 мас.%, температура застывания -6,5°С.

Пример 5. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,05 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -5°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 3,2 мас.%, температура застывания -5,4°С.

Пример 6. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,05 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -10°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 3,3 мас.%, температура застывания -5,8°С.

Пример 7. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,05 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -15°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -4,8°С.

Пример 8. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,05 маc.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -20°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Пример 9. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,1 маc.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -5 С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Пример 10. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,1 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -10°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Пример 11. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,1 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -15°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Пример 12. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,1 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -20°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Полученные результаты в сравнении с прототипом приведены в таблице.

Из приведенных в таблице данных видно, что введение в смесь нефть - сжиженный газ 0,05 маc.% депрессорной присадки Flexoil приводит к снижению содержания парафинов в очищенной нефти во всем исследованном интервале температур охлаждения смеси нефть - сжиженный газ, вследствие чего снижается температура застывания очищенной нефти. Наибольшее снижение содержания твердых парафинов в очищенной нефти достигается при введении в смесь нефть - сжиженный газ 0,05 маc.% депрессорной присадки Flexoil (30,4% твердых парафинов остается в очищенной нефти, при охлаждении смеси до температуры -20°С). Увеличение количества выпадающих в осадок парафинов, очевидно, связано с тем, что в данных условиях компоненты присадки являются дополнительными центрами кристаллизации парафинов.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет уменьшить количество парафинов в нефти в 2 раза.

Таблица
Температура смеси, °С Способ Добавка, вводимая в нефть Характеристики очищенной нефти
Содержание парафинов, мас.% Доля твердых парафинов, оставшихся в нефти, % Температура застывания, °С
-5прототип способ депарафинизации нефти, патент № 24349305,9 64-7
-10 способ депарафинизации нефти, патент № 2434930способ депарафинизации нефти, патент № 24349306,2 67,4-6,5
-15 способ депарафинизации нефти, патент № 2434930способ депарафинизации нефти, патент № 24349305,86 63,7 -7
-20 способ депарафинизации нефти, патент № 2434930способ депарафинизации нефти, патент № 24349305,72 62,1 -6,5
-5 предлагаемый способFlexoil, 0,05 мас.%3,2 34,8 -5,4
-10 Flexoil 0,05 мас.% 3,3 35,9-5,8
-15 Flexoil, 0,05 мас.% 2,830,4 -4,8
-20 Flexoil, 0,05 мас.% 2,8 30,4-4,8
-5 Flexoil, 0,1 мас.% 3,538 -6,1
-10 Flexoil, 0,1 мас.% 3,4 37-6,3
-15 Flexoil, 0,1 мас.% 3,032,6 -5,8
-20 Flexoil, 0,1 мас.% 3,0 32,6-5,8

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ депарафинизации нефти сжиженным пропан-бутановым газом, отличающийся тем, что в смесь нефть - сжиженный газ добавляют депрессорную присадку Flexoil в количестве 0,05-0,1 мас.%, при этом отделение парафина осуществляют фильтрацией.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что процесс депарафинизации ведут при температуре -5÷-20°С.

www.freepatent.ru

устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой - патент РФ 2501936

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой. Изобретение позволяет сократить материальные затраты на борьбу с парафиносмолистыми отложениями на стенках нефтепроводов. Достижение указанной цели основано на создании условий интенсивного выделения парафиносмолистых фракций из нефти на стенках теплообменника на начальной стадии ее транспортировки по сборному нефтепроводу. Устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти включает автоматизированную групповую замерную установку, из которой добываемая продукция поступает в нефтесборный коллектор, на выходе автоматизированной групповой замерной установки устанавливают теплообменник, включающий холодильную технологическую емкость, внутри которой размещены охлаждаемые панели со съемными металлическими пластинами, нагревательную технологическую емкость, внутри которой размещен змеевик, и компрессор для осуществления циркуляции хладагента. 3 ил.

Рисунки к патенту РФ 2501936

устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой, патент № 2501936 устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой, патент № 2501936 устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой, патент № 2501936

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой.

Для борьбы с отложениями парафина и смол используются различные устройства: паропередвижные установки (ППУ) для пропарки линий; резиновые шары и торпеды; применение футерованных нефтепроводных труб; путевой подогрев продукции скважин при помощи огневых и электрических печей [1, с.55].

Применение ППУ для пропарки выкидных линий не всегда дает положительные результаты. Кроме того, этот метод дорогостоящий и требует значительных затрат. Нагретая продукция скважин остывает при движении по нефтепроводу на расстоянии 150-200 м и после прекращения пропарки сразу происходит забивание линий [1, с.55-56]. Запуск резиновых шаров и торпед в выкидные линии также не дает положительных результатов, из-за небольших давлений в выкидных линиях и очень вязкой нефти они застывают в выкидной линии, не доходя до замерно-дожимной установки [1, с.56].

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому устройству являются передвижные печи нагрева для предотвращения отложений парафина и смол путем нагрева нефти [2]. Для предотвращения отложений парафина и смол в зимний период требуется установка нагревателей стационарного типа. Кроме непосредственного подогрева высокопарафинистых нефтей в выкидных линиях и сборных коллекторах применяют прокладку параллельно обогреваемым линиям пароспутников [1, с.57].

К недостаткам устройств теплового метода борьбы с отложениями парафинов и смол следует отнести большие затраты на изготовление, монтаж и эксплуатацию нагревателей. Все известные устройства борятся с последствиями (с отложениями парафиносмолистых фракций), но не устраняют причину этого явления.

Целью изобретения является сокращение материальных затрат на борьбу с парафиносмолистыми отложениями на стенках нефтепроводов.

Достижение указанной цели основано на создании условий интенсивного выделения парафиносмолистых фракций из нефти на стенках теплообменника. На выкидной линии после автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ) устанавливается теплообменник, понижающий температуру продукции нефтяных скважин, с целью эффективного выделения парафина и смол из нефти на начальной стадии ее транспортировки по сборному нефтепроводу. Теплообменник состоит из холодильной технологической емкости, нагревательной технологической емкости и компрессора. Холодильная технологическая емкость представляет собой технологический объем, в котором расположены охлаждаемые панели, с прилегающими к ним съемными металлическими пластинами. Вдоль охлаждаемых панелей со съемными металлическими пластинами пропускается продукция скважин. Выделение парафиносмолистых фракций происходит на съемных металлических пластинах. Далее продукция скважин, из которой удалены парафиносмолистые фракции, поступает в нагревательную технологическую емкость, внутри которой расположен змеевик для пропускания через него хладагента. В нагревательной емкости тепло, отобранное в холодильной емкости, возвращается продукции скважин. Компрессор осуществляет циркуляцию хладагента через холодильную и нагревательную технологические емкости.

Именно устройство теплообменника, включающего холодильную технологическую емкость, внутри которой размещены охлаждаемые панели со съемными металлическими пластинами, нагревательную технологическую емкость, внутри которой размещен змеевик, и компрессор для осуществления циркуляции хладагента, является сущностью данного изобретения.

Таким образом, заявляемое устройство соответствует критерию изобретения «новизна». При изучении других технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое изобретение от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».

Сущность заявляемого устройства теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой поясняется следующими чертежами.

На фиг.1 представлена блок-схема устройства теплообменника.

На фиг.2 приведена принципиальная схема устройства холодильной технологической емкости.

На фиг.3 приведена принципиальная схема устройства нагревательной технологической емкости.

Устройство теплообменника (фиг.1) включает компрессор 1, который соединен с холодильной технологической емкостью 2 и с нагревательной технологической емкостью 3. Технологические емкости 2 и 3 соединены между собой. На выходе из холодильной технологической емкости 2 установлено тепловое реле 4, выход которого соединен с компрессором 1.

Устройство холодильной технологической емкости (фиг.2) включает охлаждаемые панели 5, с прилегающими к ним съемными металлическими пластинами 6. Линия тока 7 показывает направление потока продукции скважин.

Устройство нагревательной технологической емкости (фиг.3) включает патрубок ввода хладагента 8, змеевик 9, патрубок вывода хладагента 10.

Сущность изобретения заключается в том, что продукция нефтяных скважин от АГЗУ поступает в холодильную технологическую емкость 2 (фиг.1) теплообменника. В холодильной емкости продукция скважин пропускается вдоль охлаждаемых панелей со съемными металлическими пластинами, на которых происходит выделение парафиносмолистых фракций. Охлаждение панелей происходит с помощью компрессора, который закачивает хладагент под большим давлением (порядка 20 атм) через капилляры. Поглощение тепла происходит при истечении жидкого хладагента из капилляра и испарении его при пониженных давлениях (порядка 1 атм). В зависимости от типа хладагента температура охлаждаемых панелей может достигать низких отрицательных температур (-40°C). Температура на выходе из холодильной технологической емкости 2 (фиг.1) задается с помощью теплового реле 4 (фиг.1). Тепловое реле 4 управляет работой компрессора 1, т.е. отключает и включает компрессор 1 при необходимости. Далее продукция скважин из холодильной технологической емкости поступает в нагревательную технологическую емкость 3 (фиг.1). В нагревательной емкости размещен змеевик 9 (фиг.3), в который компрессор закачивает хладагент. В змеевике нагретый в результате сжатия хладагент остывает, переходит в жидкое состояние и отдает тепло, отобранное в холодильной емкости, от продукции скважин. По мере накопления парафиносмолистых отложений на съемных металлических пластинах их заменяют на чистые.

Геометрические размеры теплообменника, которые в основном определяются размерами холодильной технологической емкостью, можно определить из уравнения теплового баланса [2]:

устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой, патент № 2501936 ,

где Q - объемный расход нефти; c - теплоемкость нефти; устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой, патент № 2501936 - удельный вес нефти; D - внутренний диаметр трубопровода; L - длина трубопровода; Тн и Тк - температура в начале и конце трубопровода; То - температура окружающей среды; k - коэффициент теплопередачи от нефти через стенку трубы в окружающую среду.

Из уравнения теплового баланса длина холодильной технологической емкости Lo, на которой происходит выделение парафиносмолистых отложений, равна:

устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой, патент № 2501936 ,

где устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой, патент № 2501936 D=2·n·h, h - высота съемных металлических пластин; n - количество охлаждаемых панелей.

Использование теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой позволяет удалить из нефти парафиносмолистые фракции на начальной стадии ее транспортировки и тем самым сократить материальные затраты на борьбу с парафиносмолистыми отложениями на стенках нефтепроводов.

Источники информации, принятые во внимание

1. Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. - М: Недра, 1975. - 317 с.

2. Борьба с отложениями парафина / Под ред. Г.А. Бабаляна. // Михальков П.В., Кравченко Л.М. Оценка возможности применения теплового метода борьбы с отложениями парафина. - М: Недра, 1965, с.166-169.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Устройство теплообменника для удаления парафина и смол из нефти перед ее транспортировкой, включающее автоматизированную групповую замерную установку, из которой добываемая продукция поступает в нефтесборный коллектор, отличающееся тем, что на выходе автоматизированной групповой замерной установки устанавливают теплообменник, включающий холодильную технологическую емкость, внутри которой размещены охлаждаемые панели со съемными металлическими пластинами, нагревательную технологическую емкость, внутри которой размещен змеевик, и компрессор для осуществления циркуляции хладагента.

www.freepatent.ru


Смотрите также