Г) ОПРЕДЕЛЕНИЕ КИСЛОТНОСТИ ТОПЛИВА. Кислотность нефти это


Г) ОПРЕДЕЛЕНИЕ КИСЛОТНОСТИ ТОПЛИВА



Обратная связь

ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Сила воли ведет к действию, а позитивные действия формируют позитивное отношение

Как определить диапазон голоса - ваш вокал

Как цель узнает о ваших желаниях прежде, чем вы начнете действовать. Как компании прогнозируют привычки и манипулируют ими

Целительная привычка

Как самому избавиться от обидчивости

Противоречивые взгляды на качества, присущие мужчинам

Тренинг уверенности в себе

Вкуснейший "Салат из свеклы с чесноком"

Натюрморт и его изобразительные возможности

Применение, как принимать мумие? Мумие для волос, лица, при переломах, при кровотечении и т.д.

Как научиться брать на себя ответственность

Зачем нужны границы в отношениях с детьми?

Световозвращающие элементы на детской одежде

Как победить свой возраст? Восемь уникальных способов, которые помогут достичь долголетия

Как слышать голос Бога

Классификация ожирения по ИМТ (ВОЗ)

Глава 3. Завет мужчины с женщиной

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Г) ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЬНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Коническая колба, обратный холодильник, электроплитка, этиловый спирт, 85%-ный водный раствор, едкий кали, 0,05 н. спиртовый раствор, индикатор нитрозиновый желтый, 0,5%-ный водный раствор.

 

 

Рис. 3 Прибор для определения водо-растворимых кислот и щелочей

 

Г) МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

Органические кислоты в небольшом количестве всегда присутствуют в нефтепродуктах. Основную массу кислых соединений составляют нафтеновые кислоты » фенолы. Их коррозионная активность гораздо ниже, чем у водорастворимых кислот. Наиболее энергично они взаимодействуют с цветными металлами свинцом и цинком. При повышении температуры активность органических кислот возрастает, особенно в присутствии воды. При длительном хранении бензина с низким индукционным периодом, содержание кислых органических соединений увеличивается в результате окисления топлива, что приводит к возрастанию коррозионности. Поэтому кислотность топлив, а также масел строго нормируется ГОСТом.

Кислотность нефтепродуктов принято выражать не в содержаний тех или иных кислых веществ, а в массовом количестве щелочи, идущем на нейтрализацию всех кислых органических соединений, отнесенных к единице массы или объема анализируемого нефтепродукта. Кислотность бензинов и дизельных топлив выражается в мг КОН на 100 мл испытуемого топлива.

Количественное определение кислотности топлив заключается в том, что из определенного объема анализируемого нефтепродукта кипящим этиловым спиртом экстрагируют органические кислоты, которые затем нейтрализуют прямым титрованием спиртовым раствором едкого кали.

 

 

Г) ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

В коническую колбу наливают 50 мл 85%-ного этилового спирта и закрывают пробкой со вставленным в нее воздушным холодильником. Спирт кипятят на электроплитке в течение 5 мин для удаления из него растворенного углекислого газа. С целью уменьшения потерь спирта нельзя допускать интенсивного кипения, поэтому колбу устанавливают над плиткой на некотором расстоянии. После окончания кипячения в спирт добавляют пять капель индикатора и в горячем состоянии при непрерывном перемешивании, нейтрализует 0,05%-ным раствором едкого кали. Конец нейтрализации обнаруживается переходом окраски от желтого цвета в зеленый. Количество раствора едкого кали при этой операции не замеряется, так как нейтрализация спирта производится лишь для того* чтобы кислоты и углекислый газ, находящийся в спирте, не повлияли на результаты.

В колбы с нейтрализованным горячим спиртом вливают 50 мл испытуемого топлива, после чего смесь кипятят в течение 5 мин с применением обратного холодильника для удаления углекислого газа топлива. К горячему раствору вновь добавляют пять капель индикатора ш титруют (постепенное прибавление контролируемого количества реагента) при перемешивании 0,05 н. спиртовым раствором КОН до перехода окраски из желтой в зеленую. Если при добавлении индикатора окраску будет синей или сине-зеленой, то титрование не проводят, так как это указывает на нулевую кислотность. *

Кислотность испытуемого нефтепродукта, измеренного в мг КОН на 100 мл рассчитывают по формуле

К- (Vкон Т)100 / V,

где Vкoн ~ объем 0,05 н. раствора едкого калия, израсходованного на титрование , мл, Т - титр 0,05 н. раствора едкого калия (содержание вещества в мг в 1 мл раствора) мг/мл, V - объем нефтепродукта, взятый для испытания, мл.

Кислотность или кислотное число испытуемого нефтепродукта вычисляют как среднее арифметическое из результатов двух параллельных определений .

РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Результаты опытов и расчета записываем в следующие таблицы

 

Содержание фактических смол в нефтепродуктах Таблица 10

№ п/п наименование нефтепродукта № опыт. V, мл G1.mг G2.мг X, мг
1.   1.        
2.        
3.        
Сред.     . -  
  -//-        

 

 

Наличие активной серы в нефтепродуктах Таблица 11

 

 

№ п/п Наименование Нефтепродукта Изменения пластинки Заключение
1.      
2.      

 

Содержания водо-рестворимых кислот и щелочей в нефтепродуктах Таблица 12

 

№ п/п . Наименование нефтепродукта Номера пробирок Изменения цвета растворов Заключение
  №1    
№2    
  №3    
№4    

 

Кислотность нефтепродуктов Таблица 13

 

№ п/п Наименование нефтепродукта № опыт. V, мл Vkoh ,мл Т, мл К, мг
L   1.        
2.        
Сред.        
,2.   _//_        

 

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Расскажите причины смолообразования в нефтепродуктах.

2. Какие могут быть последствия при использовании осмоленного топлива?

3. Как определяют содержание фактических смол?

4. На что влияют сернистые соединения, содержащиеся в топливе?

5.Как определяют наличие активной серы в топливе ?

6. На что влияют водорастворимые кислоты в щелочи?

7 Как определяют наличия водорастворимых кислот я щелочей ?

8 . Как определяют кислотность нефтепродуктов?

 

megapredmet.ru

Кислотность - бензин - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Кислотность - бензин

Cтраница 2

В Советском Союзе кислотность нефтей и минеральных масел выражают кислотным числом, которое показывает, сколько миллиграммов КОН необходимо затратить для нейтрализации свободных органических кислот, содержащихся в 1 г нефти или минерального масла. Кислотность бензинов, лигроинов, керосинов и дизельных топлив выражается в мг КОН на 100 мл испытуемого нефтепродукта. Различие в количественной оценке кислотности для топлив и масел объясняется тем, что требования для топлив в отношении кислотности гораздо выше, чем для масел.  [16]

В СССР кислотность нефти и минеральных масел выражают кислотным числом, которое показывает, сколько миллиграммов щелочи КОН необходимо затратить для нейтрализации свободных органических кислот, содержащихся в 1 г нефти или масла. Кислотность бензинов, керосинов, дизельных топ-лив выражается в миллиграммах КОН на 100 мл испытуемого нефтепродукта.  [17]

Коррозионная агрессивность и химическая стабильность бензинов с ЦТМ примерно такая же, как и бензинов, содержащих ТЭС. Кислотность бензинов после добавления ЦТМ не изменяется.  [19]

Обычно в бензинах очень мало нафтеновых кислот, их количество определяется кислотностью бензина. Кислотность бензина определяется по ГОСТ 5985 - 59 путем, извлечения кислот из бензина кипящим этиловым спиртом и последующим титрованием спиртовым раствором едкого кали; выражают его количеством КОН ( в мг), необходимым для нейтрализации 100 мл бензина. Кислотность бензинов прямой перегонки и свежеполученных бензинов вторичного происхождения обычно не превышает 0 3 - 0 5 мг КОН / 100 мл. Товарные автомобильные бензины при выпуске с завода могут иметь и более высокую кислотность ( до 3 мг КОН / 100 мл) за счет кислых свойств антиокислителей фенольного типа, добавляемых для химической стабилизации бензинов. Однако коррозионная агрессивность фенолов, как правило, очень низкая, а некоторые из них являются хорошими ингибиторами коррозии. Кислотность бензинов, содержащих фенольные соединения, может иногда снижаться при хранении по мере расходования антиокислителя.  [20]

Начало кипения бензина - ниже 40 С, конец - 180 С, температура начала кристаллизации не выше - 60 С. Кислотность бензина не превышает 1 мг / 100 мл.  [21]

В Советском Союзе кислотность нефтей и минеральных масел выражают кислотным числом, которое показывает, сколько миллиграммов КОН необходимо затратить для нейтрализации свободных органических кислот, содержащихся в 1 г нефти или минерального масла. Кислотность бензинов, лигроинов, керосинов и дизельных топлив выражается в мг КОН на 100 мл испытуемого нефтепродукта. Различие в количественной оценке кислотности для топлив и масел объясняется тем, что требования для топлив в отношении кислотности гораздо выше, чем для масел.  [22]

Коррозионная агрессивность и химическая стабильность бензинов с ЦТМ примерно такая же, как и бензинов, содержащих ТЭС. Кислотность бензинов после добавления ЦТМ не изменяется.  [24]

Обычно в бензинах очень мало нафтеновых кислот, их количество определяется кислотностью бензина. Кислотность бензина определяется по ГОСТ 5985 - 59 путем извлечения кислот из бензина кипящим этиловым спиртом и последующим титрованием спиртовым раствором едкого кали; выражают его количеством КОН ( в мг), необходимым для нейтрализации 100 мл бензина. Кислотность бензинов прямой перегонки и свежеполученных бензинов вторичного происхождения обычно не превышает 0 3 - 0 5 мг КОН / 100 мл. Товарные автомобильные бензины при выпуске с завода могут иметь и более высокую кислотность ( до 3 мг КОН / 100 мл) за счет кислых свойств антиокислителей фенольного типа, добавляемых для химической стабилизации бензинов. Однако коррозионная агрессивность фенолов, как правило, очень низкая, а некоторые из них являются хорошими ингибиторами коррозии. Кислотность бензинов, содержащих фенольные соединения, может иногда снижаться при хранении по мере расходования антиокислителя.  [25]

Нестабилизированные бензины при длительном хранении; не только осмоляются, но и повы -; шают свою кислотность. Высокая i кислотность бензина нежелательна.  [26]

В исходном бензине ( кривая /) в процессе окисления количество перекисных соединений непрерывно увеличивалось и к концу опыта достигло 11 5мг О / 100 мл, тогда как в присутствии бензилмеркаптана появления перекисных соединений не наблюдалось. Вместе с тем кислотность бензина с бензилмеркаптаном резко выросла уже на первых стадиях окисления, тогда как кислотность исходного бензина начала резко увеличиваться только после 3 - 4 ч окисления.  [27]

В исходном бензине ( кривая 1) в процессе окисления количество перекисных соединений непрерывно увеличивалось и к концу опыта достигло 11 5 мг О2 / 100 мл, тогда как в присутствии бензилмеркаптана появления перекисных соединений не наблюдалось. Вместе с тем кислотность бензина с бензилмеркаптаном резко выросла уже на первых стадиях окисления, тогда как кислотность исходного бензина начала резко увеличиваться только после 3 - 4 ч окисления.  [28]

При этом, как правило, в первую очередь выше допустимых значений возрастает концентрация фактических смол - основной показатель, по изменению которого определяются допустимые сроки хранения бензинов. Изменение концентрации фактических смол при хранении автомобильных бензинов, выработанных на базе компонентов термического крекинга и прямой перегонки, имеющих различный индукционный период в зависимости от содержания нестабильного компонента и противоокислительных присадок, показано на рис. 7.2. Увеличение кислотности бензинов при хранении происходит менее заметно, чем концентрации фактических смол. Таким образом, концентрация фактических смол в бензинах является стандартным показателем, предельно допустимая величина которого ограничивает сроки хранения бензинов в различных условиях.  [29]

В стандартах кислотность нормируют ( ГОСТ 5985 - 79) количеством миллиграммов щелочи, необходимой для нейтрализации кислот, содержащихся в 100 мл топлива. Определяют кислотность титрованием горячей ( после кипячения) смеси равного количества ( по 50 мл) бензина и этилового спирта раствором едкого кали КОН. Кислотность бензина не должна быть более 3 мг КОН / 100 мл.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Способ снижения общего кислотного числа сырой нефти

Изобретение относится к способу уменьшения количества органических кислот в нефтяном сырье. Способ включает следующие стадии: (а) термическую обработку нефтяного сырья, содержащего органические кислоты, в термической реакционной зоне, включающей множество последовательных ступеней, при температуре и давлении, достаточных для разложения части указанных органических кислот во время продувки указанного множества ступеней инертным газом для того, чтобы получить летучую углеводородную фракцию, содержащую органические кислоты, и нелетучую углеводородную фракцию, (б) обработку указанной летучей углеводородной фракции для того, чтобы нейтрализовать часть указанных органических кислот, содержащихся в ней, и получить обработанную летучую углеводородную фракцию, (в) сбор указанной нелетучей углеводородной фракции из указанной термической реакционной зоны, (г) смешивание указанной обработанной летучей углеводородной фракции с операции (б) с указанной собранной нелетучей углеводородной фракцией. Способ позволяет нейтрализовать и разрушить органические кислоты, а именно нафтеновые кислоты. 9 з.п.ф-лы, 1 ил.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к способу снижения общего кислотного числа сырой нефти. Настоящее изобретение относится к способу снижения общего кислотного числа (ОКЧ) сырой нефти, величины, основанной на количестве органических кислот, например карбоновых кислот, особенно нафтеновых кислот, которые присутствуют в нефтепродукте. Присутствие относительно больших количеств нефтяных кислот, например нафтеновых кислот, в сырой нефти или в ее фракциях является проблемой для нефтеперерабатывающих предприятий, а с недавнего времени также и для производителей. По существу эти кислоты, которые находятся в большей или меньшей степени практически во всякой сырой нефти, обладают коррозийными свойствами, приводят к сбоям в работе оборудования и ведут к повышению стоимости технического обслуживания, более частым капитальным ремонтам, снижению качества продукции и вызывают проблемы, связанные с удалением отходов. Появилось значительное количество литературы, как патентов, так и публикаций, связанных с удалением нафтеновых кислот путем переработки или абсорбции. Например, добавка водных веществ, абсорбция на цеолитах, применение в оборудовании перерабатывающих предприятий и производителей дорогостоящих сплавов, стойких к коррозии, смешивание нефти с высоким ОКЧ с нефтью с более низким ОКЧ. Лазар и другие (Патент США 1953353) раскрывают способ разложения нафтеновой кислоты в отбензиненной нефти или дистиллятах, осуществляемый при атмосферном давлении и температуре между 600 и 750oF (315,6 - 398,9oС). Однако он учитывает только СO2 как единственный газообразный неуглеводородный продукт разложения нафтеновых кислот и не предусматривает возможности избежать накопления ингибиторов реакции. Кроме того, патент США 2921023 описывает удаление нафтеновых кислот из тяжелых нефтяных фракций посредством гидрирования с катализатором из оксида молибдена на носителе из диоксида кремния/оксида алюминия. WO 96/06899 описывает способ удаления по существу нафтеновых кислот из углеводородного нефтепродукта. Способ включает гидрирование под давлением от 1 до 50 бар (100 - 5000 кПа) и при температуре от 100 до 300oС (212 - 572oF) сырой нефти, которая не подвергалась предварительной перегонке или из которой была отогнана бензин-лигроиновая фракция с применением катализатора, состоящего из Ni-Mo или Со-Мо на носителе из оксида алюминия. Патент США 3617501 описывает интегрированный способ переработки неотбензиненной нефти, но не рассматривает снижение ОКЧ. Британский патент 1236230 описывает способ удаления нафтеновых кислот из дистиллятных нефтяных фракций путем обработки над катализаторами гидроочистки на носителе без добавления газообразного водорода. Нет никаких упоминаний о регулировании воды и парциального давления диоксида углерода. Патент США 5820750 (WO 96/25471) описывает способ термического разложения нафтеновых кислот в нефти или в нефтяных фракциях. WO 97/08270 описывает способ обработки кислой нефти или фракций для снижения или устранения их кислотности и коррозионной способности посредством добавления соответствующих количеств оксидов, гидроксидов и гидратов элементов Группы IA или Группы IIА. Также описаны способы обработки водными основаниями (см. например патенты США 4199440; 4300995; 3806437; 3847774; 4033860; 5011579; и Kalichevsky and Kobe, Petroleum Refining with Chemicals (1956) Chapter 4 (Каличевский и Кобе, "Очистка нефти при помощи химикалий" (1956), глава 4)). Патенты США 2795532 и 2770580 раскрывают способы, в которых обрабатывают соответственно тяжелые фракции нефтепродуктов и нефтяные пары. Таким образом, сохраняется необходимость в устранении или по меньшей мере в существенном снижении концентрации нефтяных кислот в нефти или ее фракциях, которое было бы недорогим по цене и благоприятным для нефтепереработки. Такая технология могла бы особенно пригодиться для сырой нефти или фракций, в которых значение ОКЧ составляет примерно 2 или выше. ОКЧ, как это определено методикой D-664 Американского общества по испытанию материалов ASTM, измеряют в миллиграммах КОН, требуемого для нейтрализации органических кислот, содержащихся в 1,0 грамме нефтепродукта. Настоящее изобретение относится к способу снижения количества органических кислот в нефтяном сырье, содержащем органические кислоты, включающему: (а) термическую обработку нефтяного сырья, содержащего органические кислоты, в термической реакционной зоне, включающей множество последовательных ступеней, при температуре и давлении, достаточных для разложения по меньшей мере части указанных органических кислот во время продувки указанного множества ступеней инертным газом, для получения летучей углеводородной фракции, содержащей органическую кислоту, и нелетучей углеводородной фракции; (б) обработку указанной летучей углеводородной фракции для того, чтобы нейтрализовать по меньшей мере часть указанных органических кислот, содержащихся в ней, и получить обработанную летучую углеводородную фракцию; (в) сбор указанной нелетучей углеводородной фракции из указанной термической реакционной зоны; и (г) смешивание указанной обработанной летучей углеводородной фракции с операции (б) с указанной собранной нелетучей углеводородной фракцией. Как это используют в настоящем, множество реакционных ступеней или зон включает как множество реакторов, так и множество реакционных зон внутри одного реактора. Следует понимать, что в настоящем изобретении сырье можно непрерывно вводить в процесс и получать летучие углеводородные фракции. ОКЧ определяют как массу (в миллиграммах) основания, необходимого для нейтрализации всех кислотных составляющих нефтепродукта. Обычно нейтрализуемые органические кислоты являются карбоновыми кислотами, более точно - нафтеновыми кислотами. Иллюстрация является примером одной из возможных конфигураций для осуществления настоящего изобретения в режиме рециркуляции. (1) - это сырая нефть, (2) - топливный газ, (3) - многоступенчатый термический реактор, (4) - зона для извлечения летучего жидкого содержащего кислоту продукта, (5) - реактор, в котором по меньшей мере часть летучей жидкости обрабатывают основной солью металла Группы IIА, (6) - трубопровод рециркуляции, который передает обработанную летучую жидкость в реакционную емкость, (7) - трубопровод, который возвращает летучую жидкость в смешивающую емкость (9), где ее смешивают с нелетучим нефтепродуктом из реактора (трубопровод 8), чтобы получить обработанный нефтяной продукт. Трубопровод 10 иллюстрирует вариант выполнения настоящего изобретения, в котором по меньшей мере часть потока, обработанного основной солью металла Группы IIА, смешивают непосредственно с нелетучим нефтепродуктом из реактора. Настоящее изобретение нейтрализует и разрушает органические кислоты (например, карбоновые кислоты, более точно - нафтеновые кислоты) в нефтяном сырье, включая сырую нефть и фракции сырой нефти. Например, нефтяное сырье, такое как неотбензиненная нефть (включая тяжелую нефть) и ее фракции, такие как фракции вакуумного газойля, отбензиненная нефть, кубовые остатки от атмосферной и вакуумной перегонки и вакуумный газойль. Способ по настоящему изобретению включает операцию термической обработки, осуществляемой при температурах, достаточных для разрушения органических кислот. Предпочтительны температуры по меньшей мере приблизительно 204,44oС (400oF), более предпочтительны по меньшей мере примерно 315,55oС (600oF). Термическая обработка на операции (а) включает по меньшей мере две последовательные реакционные ступени термической обработки, которые могут быть в одном реакторе или в разных реакторах. Нейтрализованную или частично нейтрализованную летучую углеводородную фракцию (в настоящем обозначена как обработанная летучая углеводородная фракция) повторно вводят в реакционную ступень, иную, чем первая реакционная ступень на операции (а), если используют процесс рециркуляции. Предпочтительно рециркулирующий поток поступает в реактор на ступень, когда разложение кислот, содержащихся в нелетучей углеводородной фракции, по существу завершено. Как это употребляется в настоящем, "по существу завершено" означает количество кислоты, остающейся в нелетучей углеводородной фракции, способной к разложению при термической обработке, которое было разложено. Предпочтительно рециркулирующий поток вводят на ступени, где концентрация кислоты в нелетучей фракции, выражаемая общим кислотным числом (ОКЧ), примерно менее 1,0 и предпочтительно примерно менее 0,5. В настоящем изобретении свежее сырье можно непрерывно подавать в процесс и получать летучую углеводородную фракцию, содержащую органические кислоты. Продувка инертным газом, используемая во время термических обработок на операции (а), служит для вымывания ингибиторов разложения кислоты, образующихся во время разложения кислоты. В частности, будет выведена вода вместе с диоксидом углерода. Также для удаления воды, которая присутствует в сырье, предпочтительно предварительное однократное равновесное испарение (описано в совместной заявке США 920549). Предпочтительно удалять столько воды, сколько можно удалить. Обычно процессы термической обработки или облагораживания, предназначенные для снижения ОКЧ, проводят при температурах от примерно 400 до примерно 800oF (от примерно 204,4 до примерно 426,67oС), более предпочтительно - от примерно 450 до примерно 750oF (от примерно 232,22 до примерно 398,89oС) и наиболее предпочтительно - от примерно 500 до примерно 725oF (от примерно 260 до примерно 385oС). Диапазон давления включает от близкого к атмосферному до примерно 1000 psig [манометрич. фунты на кв. дюйм] (от близкого к атмосферному до 699,33 кПа), предпочтительно - от примерно 15 до примерно 500 psig (от примерно 204,75 до примерно 3548,83 кПа) и наиболее предпочтительно - от примерно 30 до примерно 300 psig (от примерно 308,18 до примерно 2169,83 кПа). Условия выбирают таким образом, чтобы значение ОКЧ нелетучей углеводородной фракции было примерно менее 1,0, предпочтительно примерно менее 0,5. Хотя вышеперечисленные условия являются типичными в области техники, в настоящем изобретении пригодны другие условия для термической обработки, которая создает испаренный поток, содержащий органические кислоты. Продувка инертным газом или очистка может состоять по большей части из любого осушенного газа, который не будет вступать в реакцию с нефтепродуктом. Как это употребляется в настоящем, под инертными подразумеваются такие газы, которые не будут вступать в реакцию с нефтяным сырьем или изменять его на сколько-либо заметном уровне. Подходящие примеры включают метан, топливный газ и азот. Скорость продувки реактора регулируют таким образом, чтобы поддерживать парциальное давление ингибиторов разрушения кислоты (например, воды и диоксида углерода) на величине примерно ниже 25 psia [абс. фунты на кв. дюйм] (172,38 кПа), предпочтительно примерно ниже 10 psia (68,59 кПа) и наиболее предпочтительно - примерно ниже 2 psia (13,79 кПа). В основном расход продувающего газа будет находиться в диапазоне примерно от 50 до 1000 стандартных кубических футов на баррель (СКФ/Баррель) (от 9 до 18 м3/м3). Реактор термической обработки работает при 400-800oF (204,44-426,67oС), предпочтительно от 450 до 750oF (232,22oС-398,89oС) и наиболее предпочтительно от 500 до 725oF (260-385oС). Давление поддерживают на уровне ниже примерно 300 psig (2169,83 кПа), предпочтительно ниже 150 psig (1135,58 кПа) и наиболее предпочтительно - ниже 50 psig (446 кПа). Время реакции, требуемое для разрушения кислот, изменяется обратно пропорционально температуре, при этом при более низких температурах требуется большее время. Внутри предпочтительного температурного диапазона, составляющего от 700 до 750oF (371,11-398,89oС), время реакции будет изменяться примерно от 30 минут до 120 минут. Условия выбирают таким образом, чтобы уровень ОКЧ для нелетучих углеводородных фракций был приблизительно ниже 1,0, предпочтительно приблизительно ниже 0,5. В ходе реакции термической обработки из зоны термической реакции удаляют летучую углеводородную фракцию в виде газообразного эффлюента. Точное количество зависит от типа сырья и условий реакции. Для отдельных видов тяжелой нефти получаемые количества летучей углеводородной фракции составляют примерно от 5 до 25% от нефти, загружаемой в реактор. Такие потоки обычно содержат низкомолекулярные летучие кислоты и ОКЧ таких потоков может изменяться от 1 до 4 или выше. После термической обработки нефтяного сырья летучую углеводородную фракцию обрабатывают для сокращения по меньшей мере части органических кислот, содержащихся в ней. Такая обработка включает контактирование летучей фракции с основной солью. Основные соли, которые могут быть использованы в настоящем, являются любыми известными специалистам основными солями, способными нейтрализовать органические кислоты, в частности нафтеновые кислоты. Предпочтительно использовать основные соли Группы IA и Группы IIА периодической таблицы (см. "Основы неорганической химии", авторов Коттон и Вилкинсон, 1976 (Basic Inorganic Chemistry, Cotton & Wilkinson, 1976)). Предпочтительно основная соль будет являться оксидом, гидроксидом, гидратом гидроксида или карбонатом. Предпочтительно использовать соли Группы IIА, и наиболее предпочтительно - соли кальция или магния, и даже более предпочтительно - соль кальция. Например, подходящие соли включают СаО, Са(ОН)2, СаСО3, МgО, Мg(ОН)2, МgСО3 и их смеси. Заявители полагают, что обработка основными солями превращает по меньшей мере часть летучих органических кислот в соответствующие соли органических кислот (в летучей углеводородной фракции). Такие материалы можно получать традиционными способами и использовать в качестве источника, например, нафтеновых кислот для коммерческих целей. Нейтрализацию основными солями можно проводить способами, известными специалистам. Например, можно использовать способы, изложенные в WO 97/08270, WO 97/08275 и WO 97/08271 и включенные в настоящее описание в качестве ссылки. Более того, летучая углеводородная фракция нефтяного сырья может быть просто пропущена над слоем основной соли для достижения желаемой степени нейтрализации. Контактирование с основной солью обычно проводят или при температуре окружающей среды или при повышенной температуре, достаточной для обратного стока раствора. Обычно этот диапазон достигает 200oС, с более узкими диапазонами соответственно от примерно 20oС до 200oС, предпочтительно от 50oС до 200oС, более предпочтительно - от 75oС до 150oС. При проведении рециркуляции нейтрализацию нужно осуществлять предпочтительно при максимально высокой возможной температуре, согласующейся с проектом способа, во избежание необходимости нагревания нейтрализованной летучей углеводородной фракции при ее возвращении в реактор. Основную соль, гидроксиды, оксиды, карбонаты и гидраты гидроксида можно закупать или синтезировать, используя известные способы. В твердой форме они могут представлять собой порошок или композит, быть в виде частиц определенных размеров или удерживаться на огнеупорной (керамической) матрице. Время реакции зависит от температуры и природы нефтяного сырья, подлежащего обработке, содержания кислоты, а также количества и типа добавляемой основной соли. Обычно нейтрализацию можно осуществлять в течение от примерно менее 1 часа до примерно 20 часов, чтобы получить продукт, имеющий сниженную коррозионную способность и пониженное содержание кислоты. Обработанная летучая углеводородная фракция содержит соли нафтеновой кислоты и соответствующего оксида, гидроксида, карбоната или гидрата гидроксида металла Групп IA или IIА, используемых в обработке. Условия легко могут быть определены специалистами. Реакторная система для термической обработки (операция (а) способа) создана для обеспечения времени пребывания жидкости при выбранной температуре, адекватной для достижения желательной конверсии и достижения быстрого переноса массы для удаления продуктов, замедляющих реакцию разложения кислоты, например воды и диоксида углерода. Подходящие реакторы включают две или более ступени и могут быть представлены, например, одной из следующих конструкций: барботажной колонной, барботажной колонной с механическим перемешиванием и орошаемым слоем и прочими. Рециркуляция обработанной летучей углеводородной фракции имеет дополнительное преимущество в том, что она снижает потребность в очищающем газе в термическом реакторе. Кроме того, основные соли, остающиеся в нефти, могут действовать как ингибиторы коррозии. Более того, рециркуляция служит для снижения содержания кислоты в летучей углеводородной фракции с операции (а), так как нейтрализованные кислоты в рециркулируемой обработанной летучей углеводородной фракции по меньшей мере частично разрушаются за время введения в зону термической реакции во время рециркуляции. Таким образом, общее количество летучей углеводородной фракции, полученной при рециркуляционном процессе, будет включать летучую углеводородную фракцию из свежего сырья, плюс рециркулированную обработанную летучую углеводородную фракцию. При осуществлении настоящего изобретения с использованием рециркуляции следует понимать, что нефтяное сырье вводят на операции (а) термической реакции, производящей летучую углеводородную фракцию. Таким образом, общее количество летучей углеводородной фракции, полученной после завершения рециркуляционного процесса, будет состоять из количества, полученного из свежего сырья, плюс из количества рециркулированной обработанной летучей углеводородной фракции. После последней рециркуляции летучая углеводородная фракция, смешанная с нелетучей углеводородной фракцией, будет включать рециркулированные обработанные летучие углеводородные фракции и любые вновь образованные летучие углеводородные фракции из свежего нефтяного сырья, вводимого во время рециркуляции. Специалисты поймут, что количество рециркуляций будет зависеть от производительности используемого термического реактора и от желательного значения ОКЧ для смешанного продукта. При осуществлении этого изобретения летучую углеводородную фракцию обрабатывают основной солью для того, чтобы нейтрализовать по меньшей мере часть содержащихся в ней кислот. Летучая углеводородная фракция контактирует с основной солью в зоне перемешивания, которая работает в диапазоне от 150 до 300oF (65,6-148,9oС) при автогенном давлении в течение времени, достаточного для завершения реакции между основной солью и органической кислотой. Для облегчения проведения реакции в зону перемешивания вводят по возможности небольшие количества воды, от 0,25 до 1,0 мас.% в расчете на массу летучей жидкости. В предпочтительном варианте осуществления изобретения к летучей углеводородной фракции добавляют достаточное количество основной соли, чтобы полностью нейтрализовать кислоту, а полностью обработанный поток снова возвращают в реактор. Как это изображено на чертеже, отношение по объему нейтрализованного летучего углеводородного потока (трубопровод 6) к потоку летучей жидкости, который отбирают для смешивания (трубопровод 7), составляет по меньшей мере 1: 1 и может изменяться до 3:1 или выше. Чем выше соотношение, тем ниже ОКЧ летучей углеводородной фракции, удаляемой из процесса по трубопроводу 7. В другом варианте осуществления способа обработанную летучую углеводородную фракцию, выходящую из емкости 5 (после контактирования с основной солью), не рециркулируют, а подают непосредственно в смешивающую емкость 9. Основная соль, добавленная таким образом, работает в качестве буфера для того, чтобы уменьшить коррозийное воздействие любых остатков кислоты. Еще в одном варианте осуществления способа обработанную летучую углеводородную фракцию, выходящую из емкости 5 (после контактирования с основной солью), не рециркулируют в реактор 3, а подают в отдельную зону термической обработки на операции (а), например в зону однократного равновесного испарения (не показана), в которой нейтрализованный кислотный компонент потока по меньшей мере частично разрушают. Получающуюся обработанную летучую углеводородную фракцию (с более низким ОКЧ) затем подают в смешивающую емкость 9 или возвращают на операцию (а). Специалисты легко определят условия реакции на этой операции. Конечно, нужно будет выбрать время и температуру, достаточные для разрушения по меньшей мере части нейтрализованных кислот. В режиме рециркуляции в соответствии с настоящим изобретением летучую углеводородную фракцию, выходящую с операции (а) термической обработки, можно смешивать с нелетучей углеводородной фракцией без осуществления последней операции контактирования с основной солью. В этом случае летучую углеводородную фракцию (включающую как обработанные летучие углеводородные фракции, так и вновь образованную летучую углеводородную фракцию, получаемую из свежего сырья) нужно будет смешивать с нелетучей углеводородной фракцией через трубопровод (7). Альтернативно окончательную обработку летучей фракции можно осуществлять до смешивания. Нижеприведенные примеры только иллюстрируют изобретение, никак не ограничивая его. Пример 1 (сравнительный) Этот эксперимент осуществляли в перемешиваемом реакторе-автоклаве объемом 300 куб. см (300 мл, 300 см3). Реактор работал в режиме периодической загрузки нефти. Через реактор пропускали аргон для того, чтобы поддерживать комбинированное парциальное давление воды и диоксида углерода (газы кислотного разложения, которые могут замедлять разложение кислоты) меньше, чем 1,0 psia (6,895 кПа). В реактор загрузили 100 г венесуэльского сверхтяжелого нефтепродукта, который имел ОКЧ, равное 3,0, продули аргоном и затем нагрели при перемешивании до температуры 725oF (385oС). Аргон протекал через реактор с расходом 0,14 литра в минуту под давлением 30 psig (308,17 кПа), которое поддерживали регулятором противодавления. После периода реакции с перемешиванием при 725oF (385oС) реактор охладили и опорожнили. Было получено 83,8 г нефтепродукта из реактора и 14,21 г летучей углеводородной жидкости, которую удалили из охлаждаемой ловушки, расположенной в технологической цепочке после реактора. Результаты анализов ОКЧ нефтепродукта из реактора и летучей жидкости составили соответственно 0,05 и 1,42. Эксперимент повторили несколько раз, чтобы получить летучий жидкий продукт для последующих экспериментов с рециркуляцией. Пример 2 (сравнительный) Повторили эксперимент по примеру 1, за исключением того, что 12 г летучей жидкости из примера 1 загрузили в автоклав вместе со 100 г свежего сырья. Было получено 85,7 г нефтепродукта из реактора и 24,21 г летучей жидкости. Результаты анализов ОКЧ нефтепродукта из реактора и летучей жидкости составили соответственно 0,06 и 1,49. Это пример показывает, что рециркуляция летучей жидкости без обработки основной солью не дает снижения содержания ОКЧ летучего жидкого продукта. Пример 3 Летучую жидкость, обработанную гидроксидом кальция, приготовили следующим образом. В круглодонную колбу объемом 50 куб. см (50 мл, 50 см3), снабженную мешалкой и холодильником, загрузили 21 г летучей жидкости (ОКЧ 1,42), полученной в соответствии с примером 1, вместе с 0,036 г порошка гидроксида кальция и 0,13 г деионизированной воды. Колбу затем нагревали при помешивании при температуре 200oF (93,33oС) в течение 5 часов. Колбу охлаждали, а обработанную летучую жидкость декантировали и хранили для дальнейшего использования. Повторили эксперимент по примеру 1, за исключением того, что 9,45 г летучего нефтепродукта, обработанного гидроксидом кальция, загрузили вместе со 100 г свежего сырья. Было получено 85,65 г нефтепродукта из реактора и 22,2 г летучего жидкого продукта. Результаты анализов ОКЧ нефтепродукта из реактора и летучей жидкости составили соответственно 0,04 и 1,62. Этот пример показывает, что рециркуляция летучего продукта, обработанного кальцием, не имеет благоприятного воздействия, когда рециркулируемый поток добавляют к свежему сырью или на первой ступени термического реактора, например при добавлении на ступени 1 многоступенчатого реактора. Пример 4 Повторили пример 3 за исключением того, что летучую жидкость, обработанную кальцием, не добавляли к свежему сырью. Вместо этого сначала в реактор загрузили 100 г свежего сырья. После 34 минут перемешивания при 725oF (385oС) реактор охладили до 150oF (65,56oС), добавили 8,85 г летучей жидкости, обработанной кальцием. Затем реактор нагрели до 725oF (385oС) для дополнительных 30 минут контакта. Получили 87,6 г нефтепродукта из реактора и 196,1 г летучего жидкого продукта. Результаты анализов ОКЧ нефтепродукта из реактора и летучих жидких продуктов составили соответственно 0,02 и 1,18. Этот пример показывает, что рециркуляция летучей жидкости, обработанной кальцием, может эффективно снизить ОКЧ летучей жидкости при условии, что обработанную жидкость возвращают в реактор после того, как свежее сырье подверглось реакции в некоторой степени, например обработанную летучую жидкость возвращают на вторую или третью ступень, и так далее. Пример 5 70 г пробы летучей жидкости (ОКЧ=1), полученной при термической обработке венесуэльского сверхтяжелого нефтепродукта, загрузили в круглодонную колбу вместе с 0,42 г деионизированной воды и 0,07 г порошка гидроксида кальция. Затем смесь нагревали и перемешивали при 200oF (93,33oС) в течение 5 часов в атмосфере азота. Затем полученный нефтепродукт, обработанный кальцием, поместили в автоклав и нагрели до 725oF (385oС), продувая аргоном с расходом 0,05 литра в минуту. По окончании 30-минутного периода при 725oF (385oС) 61,14 г летучей жидкости отогнали из автоклава, а 6,07 г летучей жидкости оставили. Результаты анализов ОКЧ показали, что нефтепродукт, оставшийся в автоклаве, имел ОКЧ, равное 0,1, в то время как летучий нефтепродукт имел ОКЧ, равное 0,39. Этот пример показывает, что содержание ОКЧ в летучем нефтепродукте можно снизить обработкой указанного нефтепродукта основной кальциевой солью с последующей перегонкой.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ уменьшения количества органических кислот в нефтяном сырье, содержащем органические кислоты, включающий (а) термическую обработку нефтяного сырья, содержащего органические кислоты, в термической реакционной зоне, включающей множество последовательных ступеней, при температуре и давлении, достаточных для разложения, по меньшей мере, части указанных органических кислот во время продувки указанного множества ступеней инертным газом для того, чтобы получить летучую углеводородную фракцию, содержащую органические кислоты, и нелетучую углеводородную фракцию, (б) обработку указанной летучей углеводородной фракции для того, чтобы нейтрализовать, по меньшей мере, часть указанных органических кислот, содержащихся в ней, и получить обработанную летучую углеводородную фракцию, (в) сбор указанной нелетучей углеводородной фракции из указанной термической реакционной зоны, и (г) смешивание указанной обработанной летучей углеводородной фракции с операции (б) с указанной собранной нелетучей углеводородной фракцией. 2. Способ по п.1, в котором указанная операция (б) обработки включает контактирование указанной летучей углеводородной фракции с основной солью металла, выбранного из группы, состоящей из металлов группы IA, группы IIА и их смесей, при температуре и в течение времени, достаточных для нейтрализации, по меньшей мере, части указанных органических кислот. 3. Способ по п.2, дополнительно включающий термическую обработку указанного летучего углеводородного потока при температуре и в течение времени, достаточных для разрушения, по меньшей мере, части указанных нейтрализованных органических кислот. 4. Способ по п. 1, дополнительно включающий рециркуляцию, по меньшей мере, части указанной летучей углеводородной фракции на ступень, отличную от первой ступени, указанного множества ступеней операции (а). 5. Способ по п.1, в котором температура указанной термической обработки на операции (а) составляет, по меньшей мере, примерно 400oF (204,44oС). 6. Способ по п.1, в котором указанное нефтяное сырье подвергают операции предварительного однократного равновесного испарения для удаления основного количества воды. 7. Способ по п.1, в котором продувка инертным газом поддерживает парциальное давление продуктов разложения кислоты в реакторе ниже примерно 25 psia (172,38 кПа). 8. Способ по п.1, в котором указанная продувка инертным газом имеет скорость продувки в диапазоне примерно от 9 до 180 м3/м3 (от 50 до примерно 1000 Стандартных Кубических Футов на Баррель (СКФ/ Баррель)). 9. Способ по п.1, в котором указанные температуру и давление выбирают таким образом, чтобы нелетучая углеводородная фракция имела Общее Кислотное Число (ОКЧ) примерно ниже 1,0 после указанной термической обработки на операции (а). 10. Способ по п.2, в котором указанную обработку проводят в присутствии примерно от 0,25 до примерно 1,0 мас.% воды.

bankpatentov.ru

Моноциклические кислоты в нефти - Справочник химика 21

    Формалитовая реакция. Уже давно было сделано наблюдение [66 ], что под влиянием серной кислоты ароматические углеводороды образуют с формальдегидом или его метиловым эфиром (метилалем) разнообразные продукты конденсации. Северин [67], проверив эту реакцию на различных классах углеводородов, пашей, что ме-нафтеновые углеводороды не реагируют с формальдегидом, а олефины при взаимодействии с формальдегидом дают форма- литы красно-бурого цвета то же относится и к цжклоолефинам моноциклические ароматические углеводороды с формальдегидом образуют осадки красного цвета, попицикличес ие ароматические углеводороды (нафталин и антрацен) дают формалиты зеленого и желто-зеленого цвета. А. М. Настюков [68] применил эту реакцию пля характеристики нефтей и нефтепродуктов. [c.51]     Наряду с моноциклическими нафтеновыми кислотами в нефтях содержатся и полициклические кислоты с двумя и более циклами [c.65]

    Карбоксильная группа в молекулах бициклических кислот, подобно моноциклическим, связана непосредственно с С-атомом цикла или находится на конце алифатической цепочки. Никакие конкретные индивидуальные нафтеновые бициклические кислоты в нефти пока не идентифицированы. В масс-спектре 1,1,7-три- [c.99]

    Нефть - темная, маслянистая жидкость, в состав которой входят углеводороды и минеральные примеси. Углеводородная часть нефти состоит из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. Парафиновые углеводороды (алканы) включают растворенные в нефти газообразные ( 1- 4), жидкие ( - j ) и твердые (выше С[5> гомологи метанового ряда, количество которых в нефтях находится в пределах 30-50%. Нафтены представлены моно-, би- и полициклическими структурами с боковыми цепями и без них, их содержится от 25 до 75%. Ароматические углеводороды (арены) имеют моноциклические (бензол, толуол, ксилолы), би- и полициклические (нафталин, антрацен и др.) структуры. Аренов, как правило, в нефти (10-20%) содержится меньше, чем алканов и нафтенов. Кроме того, нефть включает кислородные (нафтеновые кислоты, фенолы и др.), сернистые (сероводород, сульфиды, тиофен и др.) и азотистые (производные аминов, пиридина и др.) соединения. [c.341]

    Сведения об относительной распространенности пяти- и шестичленных колец в молекулах моно- и бициклических соединений рассматриваемого класса недостаточны и противоречивы. Найдено, что моно- и бициклические кислоты из дизельных дистиллятов нефти Урало-Поволжья построены главным образом из циклопен-тановых колец [626], тогда как соответствующие кислоты пз нефти Сангачалы-море (Азербайджан) содержат больше циклогексановых колец [627]. По нашид данным (рис. 3.1, табл. 3.7), кислоты циклопентанового ряда в западносибирской нефти составляют в сумме около 44% низших нафтеновых моноциклических кислот, т, е. меньшую долю, чем алкилциклопентаны среди нафтеновых углеводородов из того же источника (60%). По-видимому, следует ожидать, что соотношения кислот циклопентанового и циклогексанового рядов могут так же закономерно меняться в зависимости от химического типа и условий залегания нефти, как и соотношения аналогично построенных углеводородов [628]. Если это предположение верно, то в молодых нафтеновых нефтях из слабо погруженных пластов должны преобладать циклопентановые, а в метаново-нафтеновых и метановых нефтях из глубоко погруженных залежей — циклогексановые низшие кислоты. [c.98]

    Исследование нафтеновых кислот, выделенных из т е к с а с с к О й нефти,, показало, что фракции кислот с 12 углеродными атома.ми содержат моноциклические кислоты, а высшие фракции содержат исключительно бициклические кислоты. [c.1167]

    Следует отметить, что ни одной индивидуальной бицикличе-ской нафтеновой кислоты, да и моноциклической достаточно высокого молекулярного веса ( j2—С20), чистота которой была бы строго доказана и строение установлено, фактически из нефти и ее продуктов еще не выделено. [c.75]

    Наряду с моноциклическими нафтеновыми кислотами в нефтях содержатся и полициклические кислоты с двумя и более циклами в молекуле. Жирные кислоты, фенолы и другие кислые вещества [c.106]

    Кроме моноциклических нафтеновых кислот с общей эмпирической формулой С Н2п-2 Оа, из ряда нефтей были выделены би- [c.38]

    В гл. VI было показано, что при всей сложности состава отдельных, выделенных из нефти, даже простейших моноциклических, нафтенов их основное ядро долншо быть отнесено либо к ряду циклопентана, либо к ряду циклогексана. В этом же примерно направлении наметилось решение вопроса о строении основного ядра нафтеновых кислот. Важнейшими моментами в этой, пока еще не вполне законченной проблеме являются следующие. [c.225]

    Наряду с моноциклическими нафтеновыми кислотами в нефтях содержатся и полициклические кислоты с двумя и более циклами в молекуле. Жирные кислоты, фенолы и другие кислые вещества присутствуют в нефтях в незначительных количествах, но все же их содержание сказывается на величине общей кислотности. Исходя из этого, кислотность нефти и ее продуктов принято выражать не в содержании тех или иных кислых веществ, а в массовом количестве щелочи, идущем на нейтрализацию всех кислых органических соеди- [c.82]

    В дальнейшем в виде узких фракций, очищенных через метиловые и этиловые эфиры, были охарактеризованы кислоты легких дистиллятов ряда нефтей румынской, галицийской, грозненской, японских и др. Изученные кислоты были моноциклическими и содержали от 7 до 15 атомов углерода в молекуле. В более поздних работах [2] было показано, что их низшие фракции содержали примесь алифатических кислот, а средние (начиная с С12)-бициклических. [c.33]

    В результате целого ряда исследований, начало которых относится к 1928 г., фон Браун (von Braun) [114] пришел к заключению, что карбоновые кислоты нефти, имеющие меньше восьми атомов углерода, относятся почти полностью к жирному ряду. Нафтеновые кислоты моноциклического строения могут иметь шесть углеродных атомов, но преобладающее количество содержит от 9 до 13 атомов углерода. Кислоты бициклического строения имеют от двенадцати до четырнадцати атомов углерода. [c.38]

    Присутствие бициклических нафтеновых кислот в нефти предполагалось уже давно, но точно доказано лишь в последнее десятилетие с помощью масс-спектрометрии [9, 312]. Найдено, что кислоты с двумя сконденсированными циклами — одни из наиболее распространенных нафтеновых кислот в керосине 200— 300°С нефти месторождения Нефтяные Камни их концентрация близка к концентрации моноциклических кислот [606], а в калифорнийской нефти даже превышает последнюю [9]. Нет никаких указаний на наличие в нефти кислот с некопдепсированными нафтеновыми кольцами. [c.99]

    Пользуясь этими методами, Браун показал, что низшие нафтеновые кислоты из нефти западной части УССР принадлежат к группе моноциклических кислот с формулой С8НиС00Н. Из этих кислот выделена была кислота С,Н14СНа СООН, строения  [c.136]

    Алициклические (нафтеновые) кислоты нефти — это моноциклокарбоновые кислоты — производные циклопентана и циклогексана, полициклические могут содержать до 5 колец. Группы СООН в молекулах моноциклических кислот непосредственно соединены с циклом или находятся [c.78]

    Из кислородных соединений в составе нефтей (не считая смол и асфальтенов) главное значение имеют нафтеновые кислоты, содержание которых составляет 0,5%, но может достигать 3% (нафталанская лечебная нефть). Нафтеновые кислоты частично принадлежат к группе моноциклических кислот (например, СвН15 СООН), а частично — к более сложным полициклическим соединениям. Помимо нафтеновых кислот, в нефтях присутствуют в небольших количествах ароматические, нафтеново-ароматические (гибридные), жирные и асфальтогеновые кислоты [97]. Жирные кислоты представлены как низшими их представителями (муравьиная, уксусная и др.), так и более высокомолекулярными (стеариновая, пальмитиновая). [c.42]

    Алициклические (нафтеновые) кислоты нефти - это моноциклокарбоновые кислоты -производные циклопентана и циклогексана полициклические могут содержать до 5 колец (данные для калифорнийской нефти). Группы СООН в молекулах моноциклических кислот непосредственно соединены с циклом или находятся на конце алифатических заместителей. В цикле может быть до трех (чаще всего метальных заместителей), наиболее распространенными положениями которых являются 1, 2 1, 3 1, 2, 4 1, 1, 3 и 1, 1, 2, 3. [c.31]

    Ароматические углеводороды после обработки пикриновой кислотой исследовались методом комбинационного рассеяния. Из моноциклических ароматических углеводородов обнаружен 1,3-диметил-2-этилбензол. 1 -2-диметнл-4-этилбен-зол и 1.3-диэти лбензол. Кроме того, во фракции 200—250° мирзаанской нефти установлено присутствие нафталина, а- и р-метилиафталинов. [c.32]

    Они подобно нафтенам имеют ясно выраженный предельный характер. Можно считать установленным, что нафтеновые кислоты, выделенные из низкокипящих нефтяных фракций, принадлежат к моноциклическим соединениям, одноосновны и в большинстве имеют пятичленное кольцо. По химическим свойствам это типичные карбоновые кислоты. При нейтрализации их легко образуются разнообразные соли, из которых соли щелочных металлов полностью растворимы в воде. Карбоновые кислоты, начиная с С13, выделенные из высококипящих фракций нефти, принадлежат цреимущественно к соединениям, у которых основное ядро является би- и нолициклическим. [c.446]

    Производные циклогексана широко распространены в природе к ним относятся важнейшие моноциклические и бициклические терпень и камфоры, которые будут более подробно описаны ниже. Они содер жатся в больших количествах в эфирных маслах растений в раститель ном мире широко распространены также полиоксициклогексановые со единения (кверцит, инозит, хинная кислота), с одной стороны, близкие сахарам, а с другой, — дубильным веществам. Наконец, значительные количества циклогексановых соединений содержатся в нефтях. [c.796]

    Это моноциклические карбоновые кислоты, с числом углеродных атомов Се—С13. Из некоторых нефтей были выделены би- и три-циклические кислоты с числом углеродных атомов С13 — С]8. Исследование подобных кислот показало, что их строение может быть циклопара- [c.93]

    Особенно следует отметить, что с ростом содержания в нефтях серы происходит изменение группового состава аренов. В нефтях с большим содер>1 анием серы резко повышена доля аренов с одним ароматическим кольцом, особенно алкилбензолов (рис. 12, 13, см. табл. 13). К сожалению, данные по групповому составу аренов нефтей из других регионов ограничены, и поэтому для них сложно проследить эту закономерность. Однако для нефтей Альберты [6 удалось выявить отмеченную нами зависимость. Наличие такой связи очевидно. Восстановительная обстановка способствует, с одной стороны, осернению исходного ОВ, а с другой — гидрированию ненасыщенных кислот, что снижает вероятность их циклизации и образования поликонденсированных соединений, В этих условиях образуются главным образом моноциклические ароматические УВ, [c.50]

    Прежде чем перейти к рассмотрению результатов, которые получил von Braun, мы дадим для удобства в виде таблицы физические свойства простых моноциклических нафтеновых кислот с формулой Нгл-гО , выделенных -различными исследователями из нефти. Хотя в настоящее врем Ч и доказано, что 1Почти все эти кислоты принадлежат к одноосновным карбоновым кислотам циклопентанового ряда, но мнопие из соединений, помещенных в табл. 158, все же вероятно не являются иидивидуаяьны-ми химическими вегцествами, а состоят по крайней мере из двух изо.меров. [c.1162]

    В последние годы работы в этой области получили дальнейшее развитие. Исследования в этом направлении были начаты во ВНИГРИ [60]. Итоги многолетних исследований ИГИРГИ в Азово-Кубанском бассейне подведены в статье Т. И. Александровой и Е. А. Барс [1]. Широкий комплекс органических соединений в минеральных подземных водах определяется в Пятигорском государственном институте курортологии и физиотерапии [35]. В НИИ геологии Арктики успешно применяется капиллярнолюминесцентный метод анализа при прогнозировании нефтеносности локальных структур [88]. Большое внимание привлекают к себе летучие жирные кислоты [22]. Помимо бензола, в подземных водах начато изучение и его гомологов. Так, А. А. Карцев, М. Я- Дудова и О. Д. Дитерихс [94] в водах нефтяных месторождений Предкавказья и Таджикистана определили толуол в количествах, почти одинаковых с бензолом. Содержание толуола изменяется в пределах от 0,07 до 24,0 мг/л, причем наиболее обогащены им воды, контактирующие с нефтью или газоконденсатом. Фоновые содержания составляют менее 0,1 мг/л. Авторы считают, что изучение состава растворенных в подземных водах моноциклических, бициклических и других ароматических углеводородов является весьма актуальной задачей ближайшего будущего, имеющей теоретическое и практическое значение 196, с. 44]. [c.16]

    Нефть содержат главным образом углеводороды предельные ( парафины, или алканы,—от. метана до тверды.х) С,,Н,,,+.,, нафтены (цик-ланы) СдНгп (моноциклические ряд циклопеитана и циклогексана, би-циклическ1 е и др.), ароматические (бензол, толуол, ксилолы и др.). В состав нефти входят также кислородные (нефтяные кислоты и др.). серосодержащие азотистые органические соединения, минеральные вещества (обычно [c.200]

    Содержание жирных карбоновых кислот h3m+i 00H в нефтях не превыщает сотых долей процента. В различных нефтях идентифицировано до 40 отдельных представителей их с числом углеродных атомов от С] до С25. Среди них преобладают кислоты изостроения и с четным числом углеродных атомов. Практического значения (ввиду их малого содержания) они не имеют. Карбоновые кислоты — производные моноциклических нафтенов с общей формулой СпНгтцСООН или СпНгп-гОг получили название нафтеновых кислот. Более 10 представителей этого класса кислот выделены из нефти и хорошо изучены. Карбоксильная группа в этих кислотах может быть связана непосредственно с циклопарафиновым радикалом или входит в состав боковой цепи. Например  [c.34]

    Наряду с моноциклическими нафтеновыми кислотами в нефтях содержатся и полнцнклические кислоты с двумя и более циклами в молекуле. Жирные кислоты, фенолы и другие кислые вещества присутствуют в нефтях в незначительных количествах, но все же их содержание сказывается на общей кислотности. Исходя из этого, кислотность нефти и нефтепродуктов принято выражать не в содержании тех или иных кислых веществ, а в массовом количестве щелочи, идущем на нейтрализацию всех кислых органических соединений и отнесенном к единице массы или объема анализируемого нефтепродукта или нефти. Обозначая условно нафтеновые кислоты и другие кислые органические соединения через КСООН, реакцию нейтрализации можно описать следующим уравнением  [c.48]

    При изучении фракций кислот, выделенных из масляных дистиллятов техасской нефти, установлено [3] присутствие в нефтях наряду с моноциклическими бициклических С Н2 402 и трициклических С Н2 - 02 нафтеновых кислот. Это были вязкие жидкости с температурой кипения от 160 до 245 °С (0,53 кПа), показателем преломления при 20 °С от 1,4856 до [c.33]

chem21.info

Повышенная кислотность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Повышенная кислотность

Cтраница 1

Повышенная кислотность связана с оттягиванием свободной пары электронов атома кислорода группы ОН, которое приводит к усилению поляризации. Причина этого заключается в электроноакцепторном влиянии ароматического кольца. Повышенная основность ароматической системы в фенолах, с одной стороны, усиливает кислотность группы ОН и, с другой стороны, способствует электрофильному замещению в кольце. Если кроме гидроксильной группы ароматическое кольцо имеет еще заместители второго рода, то кислотный характер группы ОН усиливается еще более, так что пикриновая кислота оказывается примерно такой же сильной, как и минеральные кислоты.  [1]

Повышенная кислотность вызывается плохой очисткой и промывкой продуктов. Часто при хранении, в особенности крэкинг - беяэинов, кислотность повышается. Это новообразование кислот объясняется процессами окисления углеводородов.  [2]

Повышенная кислотность ( основность) молекул растворителя, образующих водородные связи с S H ( S -), влияет на их взаимодействие с ионами в растворе. Сведения оо этих синергических или антагонистических взаимосвязях очень ограниченны.  [3]

Повышенная кислотность приводит к осаждению солей желчных кислот в кишечном тракте и к нарушению всасывания.  [4]

Повышенная кислотность имеет следствием также высокую степень енолизации ( см. стр.  [5]

Повышенная кислотность особенно ускоряет износ вкладышей подшипников из свинцовой бронзы.  [6]

Повышенная кислотность топлива и присутствие в нем воды во многих случаях усиливают коррозию топливной системы. Вода и обводненное топливо вызывают коррозию преимущественно стальных деталей топливной системы. Коррозия проявляется в виде местных потемнений, отдельных пятен, ржавчины и мелких точечных поражений поверхностей металла. При этом в топливе образуются коричневые хлопья, состоящие из гидроокиси железа. Эти хлопья могут забить топливные фильтры, а также заклинить плунжерные пары топливных насосов. В табл. 9 приведены данные о влиянии обводненности топлива на его коррозионную агрессивность.  [7]

Повышенная кислотность фенолов по сравнению со спиртами проявляется в способности фенолов образовывать с водными растворами щелочей и спиртовыми растворами алкоголятов соли, называемые фенолятами.  [8]

Повышенная кислотность топлива ускоряет износ вкладышей подшипников из свинцовистой бронзы.  [9]

Повышенная кислотность фенолов по сравнению с алифатическими спиртами является характерной особенностью оксиарома-тических соединений. Это явление связано с электроноакцептор-ными свойствами ароматического кольца.  [11]

Повышенная кислотность ОН-группы у 2 была доказана экспериментально неводным титрованием модельных соединений - а-метилглюкозида и целло-биозы.  [12]

Повышенная кислотность раствора влияет не только на количество выпадающих кристаллов, но и на величину кристаллов. Если кислотность раствора превышает 60 г / л, то получаются мелкие чешуйчатые кристаллы голубого цвета.  [13]

Повышенная кислотность раствора может быть вызвана присутствием в нем сильно гидролизующихся солей висмута, ртути, сурьмы, олова и их хлорокомплексов.  [14]

Повышенная кислотность ПХТУ свидетельствует о наличии связанного хлоса на его поверхности, т.е. о модификации технического углерода.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

кислотность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Nh-кислотность

Cтраница 1

Другое важное следствие NH-кислотности заключается в том, что таутомерные формы N-незамещенных диазолов, триазолов и тетразолов существуют в виде ассоциатов за счет межмолекулярного переноса протона ( см. гл. Этот перенос протонов обычно происходит слишком быстро, что не позволяет выделить отдельные структуры. Таутомерные формы асимметрично замещенных пиразолов и имидазолов представлены на рис. 8.2; триазо-лы и тетразолы, имеющие в своем составе большее число атомов азота, образуют гораздо большее число таутомерных форм.  [1]

Превращение амидов в нитрилы - еще один после NH-кислотности пример лабильности N-H - связи в амидах карбоновых кислот.  [2]

Качественно та же картина сильного ацидифицирующего влияния ароматически связанных атомов фтора на равновесную NH-кислотность ариламинов сохраняется и при ее определении в растворителе, в частности в ДМСО.  [4]

Эта разность дает наглядное представление о роли циклического сопряжения с участием пары электронов пиррольного атома азота в увеличении NH-кислотности.  [5]

Амшювинилкетоны имеют константы рКа 13 4 - 15 7 ( 60 % ди - оксан [4]), эфир Ганча и его аналоги - рКа 16 7 - 20 1 ( ДМСО [5]), причем NH-кислотность 1 4 - ДГП повышается с увеличением акцепторных свойств 3 5-заместителей. Конденсированные аналоги ДГП - 5-оксо - Ш-45 - дигидроиндено [ 1 2 - Ь ] пиридины в среднем характеризуются значением рКа 15 2 ( ДМСО [5]) и р 12 7 ( в 50 % этаноле [6]), однако сопоставить численные значения этих классов соединений невозможно из-за различной среды определения констант.  [6]

Сближение NH-кислот-ности пентафтор - и 4-нитродифениламинов также говорит в пользу резонансного вклада в стабилизацию N-анионов этих соединений, тогда как несколько больший ацидифицирующий. NH-кислотности пентафторанилина и 4-нитро-анилина связан со значительно большим вкладом резонансного эфф екта, стабилизирующего N-анион последнего соединения.  [7]

Сильное уменьшение основности полигалоидароматических аминов дает основание рассматривать эти соединения как достаточно сильные NH-кислоты. Это увеличение особенно заметно при введении в ароматическое кольцо нескольких атомов фтора, причем влияние С Р8 - группы на газофазную NH-кислотность выше, чем а а о-трифтортолильной группы.  [9]

При сравнении свойств пирролов ( X СО) и изотиазолов ( X SO2) наблюдается резкая дестабилизация последних, что объясняется пониженной нуклеофильностью атома азота сульфамидной группы по сравнению с карбоксамидной. Лимитирующей скорость циклизации стадией, как предполагается в работе [666], является отрыв протона. Сульфамиды, обладающие большей NH-кислотностью, имеют энергию активации циклизации меньшую, чем амиды.  [10]

Нитрогруппа по способности к замещению занимаем вместе с атомом фтора первое место, превосходя по подвижности остальные атомы и группы. Неактивированная нитрогруппа в нитробензоле не подвергается нук-леофильному замещению, но реакция становится возможной при наличии в пара - или орто-положении к нитрогруппе электроно-акцепторного заместителя. Амины, обладающие повышенной NH-кислотностью, в присутствии КзСОз в полярных апротонных растворителях замещают активированную нитрогруппу с образованием производных дифениламина. При наличии в молекуле кроме нитрогруппы других способных вытесняться группировок направление реакции зависит от взаимного расположения заместителей и характера реагента. Так, в о-нитросульфоне ( 39а) замещению при аминировании подвергается нитрогруппа, а в динитросульфоне ( 396), где обе нитрогруппы активируют группу RSO2 но не друг друга, замещается сулъфоновая группа. Фотоаминирование 1-ме-токси - 4-нитронафталина в водном ацетонитриле первичными аминами приводит к замещению нитрогруппы, вторичными аминами-к замещению метоксйгруппы [352] ( о механизме см. разд.  [11]

СН-Кислотность характеризует термодинамическую стабильность карбанионов в среде, содержащей доноры протона в качестве акцепторов карбанионов. Для характеристики относительной стабильности карбанионов, конечно, можно применить множество других акцепторов, например катионы Hg. Однако протон наиболее удобно использовать для этой цели, во-первых, потому, что экспериментально значительно легче определить сродство карбанионов к протону, чем, например, к катиону RHg, а во-вторых, потому, что полученные данные можно сравнить с огромным количеством данных по ОН - и NH-кислотности и таким образом сравнить стабильность карбанионов со стабильностью 0 -, N - и других анионов в разных растворителях и в газовой фазе.  [12]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Способ очистки светлых фракций нефти от нефтяных кислот

 

Способ очистки может быть использован в производстве светлых нефтепродуктов. Очистку светлых фракций нефти от нефтяных кислот ведут аммиачной водой с регенерацией реагента и одновременным выделением технических нефтяных кислот с получением нефтепродукта, соответствующего стандарту. Очистку светлых фракций нефти от нефтяных кислот аммиачной водой промывку очищенного топлива водной фазой, отделенной из жидкой смеси с нефтяной кислотой и обезмасливания щелочного отхода легким углеводородным растворителем осуществляют в противоточных многоступенчатых колоннах, а крепкая аммиачная вода, полученная при разложении щелочного отхода, и отработанная промывная вода поступают в емкость реагента. При этом достигается упрощение технологии (одна линия циркуляции), проведение очистки и промывки топлива в многоступенчатых противоточных колоннах гарантирует получение продукта, соответствующего стандарту. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано в производстве светлых нефтепродуктов.

Известны различные способы очистки светлых фракций нефти от нефтяных кислот. В настоящее время нефтяные кислоты удаляют из светлых фракций нефти водным раствором едкого натрия, при этом полученные щелочные отходы нагревают для отгонки неомыляемых. Затем их разбавляют водой и подвергают обработке серной кислотой, в результате чего выделяют нефтяную кислоту (Кулиев А.М. и др. Производства и применение нафтеновых кислот. М.: Химия, 1965). Недостатками этого промышленного способа являются: неэкономичность из-за безвозвратного расхода реагентов - едкого натрия в стадии выщелачивания нефтяных фракций и серной кислоты в стадии выделения нефтяной кислоты из щелочных отходов; сложность технологии получения нефтяной кислоты, так как она включает три отдельные установки, что приводит к увеличению эксплуатационных расходов и себестоимости продукта; загрязнение окружающей среды с отходами производства. Известен способ извлечения нефтяных кислот из нефтепродуктов с помощью водного раствора аммиака с последующей регенерацией аммиака путем продувки полученного водного раствора аммонийных солей нефтяных кислот воздухом или водяным паром при 100oC в течение 17 ч. Однако регенерация аммиака длительна и требует значительного расхода тепла для отгонки воды, что вряд ли приемлемо для промышленного внедрения способа (Маркин А.А. и др. Круговой процесс выщелачивания нефти дистиллятов. АНХ, 1949, N 9, с. 29 - 32). В работе предложена технологическая схема очистки светлых нефтепродуктов от нефтяных кислот аммиачной водой с дальнейшей регенерацией реагента. По этой схеме топливо подают в нижнюю часть контактной колонны, состоящей из реакционной и промывной зон. Навстречу ему движется водный раствор аммиака. После очистки углеводородный поток переходит в промывную зону. Сверху аппарата получают очищенное топливо, а снизу - щелочной отход, который поступает в узел регенерации аммиака, состоящий из двух последовательно соединенных испарителей. Полученную здесь парогазовую смесь аммиака и воды подают прямо в реакционную зону, а отработанную воду в промывную зону. К сожалению, параметры процессов и их аппаратурное оформление не закреплены опытными данными, в частности непонятно как проводят очистку и промывку топлива в одном аппарате, регулируют и контролируют расход реагента, изменяющийся в зависимости от кислотности нефтяной фракции и его концентрации в системе, необходимость в двухступенчатой схеме разложения щелочного отхода, возможность разделения двухфазной жидкой смеси в самом испарителе, не подтверждены производительность колонны - (8,0 - 9,0) м3/(м2ч), концентрация аммиака в водном растворе - (1,5 - 2,0) мас.%, расход реагента по отношению к топливу - (15 - 20) об.%, время разложения щелочного отхода и т.д., а также не предусмотрен узел обезмасливания щелочного отхода (Нефть и газ, 1933, N 4, с. 25 - 27). Исследование процессов извлечения нефтяных кислот из светлых фракций аммиачной водой и разложения полученных при этом щелочных отходов нашли дальнейшее развитие в работе, где приводится принципиальная схема безотходной технологии, которая является прототипом прелагаемого способа. По этой схеме топливо очищают от нефтяных кислот аммиачной водой, промывают водой, затем направляют на осушку. Щелочной отход обезмасливают бензином, затем разлагают нагревом под давлением, в результате чего получают парогазовую смесь и двухфазную жидкость. Парогазовую смесь охлаждают с помощью отработанной промывной воды, затем она поступает в колонну разделения : сверху газообразный аммиак поступает в абсорбер для поглощения водой, с середины легкой углеводородной фазы направляют на смешение с сырьем, снизу конденсат удаляют для приготовления водного раствора аммиака. Нагретая отработанная промывная вода поступает в другую колонну разделения: аммиак направляют в абсорбер, в водную фазу подают в промывной аппарат и абсорбер. Двухфазную жидкость разделяют на нефтяную кислоту и оборотную воду: кислоты отводят из установки, а оборотную воду используют для получения раствора реагента. На этой технологической схеме существуют две циркуляционные линии водной фазы: линия оборотной и линия промывной воды, что приводит к осложнению технологии и использованию дополнительного оборудования (абсорбера, разделительных колонн, насоса, соответствующих емкостей). Кроме того, нарушен баланс по водной фазе между этими циркуляционными линиями: абсорбера орошают за счет промывной воды, а полученную из абсорбера аммиачную воду смешивают с оборотной водой, что приводит к избытку воды в линии оборотной воды и нехватке ее в линии промывной воды (Кастильо Хакес Хосе Дель Кармен. Автореф. дис. "Разработка процесса выщелачивания дизельного топлива с регенерацией реагента". Баку, 1989, с. 28). Задача изобретения - упрощение и усовершенствование технологии очистки светлых фракций нефти от нефтяных кислот аммиачной водой с регенерацией реагента и одновременным выделением технических нефтяных кислот и получением нефтепродукта стабильно соответствующего стандарту. Поставленная задача достигается тем, что очистка светлых фракций нефти производится путем извлечения нефтяных кислот аммиачной водой и их промывкой в отдельных противоточных многоступенчатых колоннах с последующим обезмасливанием щелочного отхода бензином (или другим легким углеводородным экстрагентом) и его разложением нагревом под давлением с регенерацией реагента и одновременным выделением нефтяных кислот, при котором крепкая аммиачная вода, полученная в результате конденсации парогазовой смеси, выделенной при разложении щелочного отхода и отработанная промывная вода поступает в емкость реагента, водную фазу, отделенную из смеси с нефтяной кислотой, направляют на промывку топлива, а нефтяные кислоты отводят с установки. Новизной предлагаемого способа является подача крепкой аммиачной воды и отработанной промывной воды в емкость реагента, а водной фазы на промывку топлива. В результате этого две раздельные циркуляционные линии водной фазы с нарушением баланса по воде, имеющего место в прототипе, заменены одной циркуляционной линией водной фазы. Это стало возможным после доказательства опытами ошибочности предположения о невозможности использования водной фазы с незначительным содержанием аммонийных солей нефтяных кислот (2,0 мас.%) в качестве промывной воды и аммиачной воды, содержащими аммонийные соли нефтяных кислот как реагент для извлечения кислот из топливных фракций. Экспериментальные исследования показали, что содержание аммонийных солей нефтяных кислот в исходной аммиачной воде улучшает процесс извлечения нефтяных кислот, так как они являясь поверхностно-активными веществами резко снижают межфазовое натяжение, приводящее к измельчению капель топлива, т.е. к увеличению поверхности контакта. Кроме того, опытами установлено, что циркуляция водной фазы не приводит к увеличению содержания солей в промывной воде. Предлагаемая безотходная технология осуществляется на установке, состоящей из реактора 1, промывного аппарата 2, экстратора 3, емкости реагента 4, насоса 5, регенератора 7, нагревателей 8, 9, разделителя 10 и имеющий следующие линии: сырье 11, очищенное топливо 12, концентрированная аммиачная вода 13, вода 14, оборотная вода 15, экстрагент 16, насыщенный экстрагент 17, аммиачная вода 18, щелочной отход 19, обезмасленный щелочной отход 20, парогазовая смесь 21, техническая нефтяная кислота 22, отработанная промывная вода 23, неомыляемые 24, вход 25 и выход 26 теплоносителя. Сырье очищается в многоступенчатом противоточном реакторе 1, затем промывается водной фазой от аммиака и уносимых солей в промывном аппарате 2 и поступает в систему сушки по линии 12, а отработанная промывная вода 23 подается в емкость реагента 4. Из этой емкости с насосом 5 в реактор подают аммиачную воду 18. При этом предусмотрены подача концентрированной аммиачной воды 13 и свежей воды (конденсата) 14 в емкость реагента, а также циркуляция раствора реагента в емкости. Щелочной отход 19, полученный с низа реактора направляют в верхнюю часть экстракционной колонны 3 для обезмасливания. В нижнюю часть этого аппарата подают предварительно нагретый легкий углеводородный экстрагент 16, с верха экстрактора отводят насыщенный экстрагент 17. Обезмасленный щелочной отход 20 после нагрева в конденсаторе 7 и в нагревателе 8 поступает в регенератор 6. Режим в регенераторе поддерживается с помощью теплоносителя 25. Здесь происходит разложение аммонийных солей нефтяных кислот на парогазовую смесь (Nh4 и пары h3O) 21 и двухфазную жидкость. Парогазовую смесь подают в конденсатор, где водяной пар конденсируется. Полученная крепкая аммиачная вода и нерастворенный аммиак поступает в емкость реагента. При разложении щелочного отхода происходит дальнейшее обезмасливание нефтяных кислот. Неомыляемые накапливаются в емкости реагента в виде верхнего слоя, который периодически удаляется по линии 24. Двухфазную жидкость из регенератора направляют в разделитель 10, с верха которого отводят нефтяную кислоту 22, а с низа - водную фазу 15 в промывной аппарат для промывки топлива. Пример. Дизельное топливо с кислотностью 187 мг KOH/100 мл топ. подвергают очистке аммиачной водой с концентрацией аммиака 3,5 мас.% в четырехступенчатом колонном аппарате и промывке в двухступенчатой колонне с непрерывной подачей топлива, раствора реагента и промывной воды. Внутренний диаметр колонн составляет 36 мм. Первая и вторая ступени (по ходу движения топлива) четырехступенчатого реактора являются полыми, а третья и четвертая ступени снабжены кольцами Рашига. Высоты ступеней соответственно равны 680, 500, 600 и 780 мм. Первая ступень промывного аппарата является полой, а вторая ступень - насадочной с высотой соответственно 1350 мм и 1020 мм. Топливо подают в первую ступень реактора соплом, имеющим диаметр 3 мм и высоту 80 мм. Другие ступени снабжены тарелками. Каждая тарелка имеет одно центральное сопло с внутренним диаметром 3 мм и высотой 6 мм для диспергирования топлива и одну сливную трубку с внутренним диаметром 3 мм и длиной 200 мм для движения вниз раствора реагента (или промывной воды в промывном аппарате). Аммиачные воды приготовлялись с использованием свежей воды (I вариант) и отработанной промывной воды (II вариант). Промывка очищенного топлива проводилась как свежей водой (III вариант), так и водной фазой (IV вариант). Результаты опытов приведены в табл. 1. Как видно из табл. 1, во всех случаях кислотность очищенного и промытого топлива была ниже допустимого значения 5 мг KOH/100 мл топ., т.е. отработанная промывная вода может быть использована для приготовления раствора реагента, а водная фаза, полученная в результате разложения щелочного отхода, пригодна для промывки топлива. Помимо определения кислотности продукта, проводились качественный и количественный анализы на наличие аммиака в очищенном и промытом топливе. Во всех случаях в топливе следы аммиака отсутствовали. Ниже приводятся (табл. 2) составы водных фаз, полученных при разложении щелочных отходов очистки дизельного топлива аммиачными водами, приготовленными по I и II вариантам. Состав водной фазы определяется путем отгонки воды, при этом происходило полное разложение солей с выделением аммиака, в результате чего в остатке оставались нефтяные кислоты. Данные табл. 2 показывают, что циркуляция водной фазы в системе не приводит к увеличению содержания нефтяных кислот в ней, так как их содержание в водной фазе колеблется в пределах 2,0 мас.%. Преимущество предлагаемого способа по сравнению с прототипом очевидно: во-первых, использование водной фазы, полученной после разложения щелочного отхода для промывки топлива, подача крепкой аммиачной воды и отработанной промывной воды в емкость реагента позволяют значительно упростить технологическую схему, иметь только одну линию циркуляции, улучшить процесс очистки топлива, а также контролировать и регулировать концентрацию и расход реагента; во-вторых, проведение процессов очистки и промывки топлива в многоступенчатых противоточных колоннах гарантирует получение продукта соответствующего стандарту, обеспечивает практически полное использование реагента и минимальный расход промывной воды.

Формула изобретения

Способ очистки светлых фракций нефти от нефтяных кислот путем извлечения нефтяных кислот аммиачной водой с последующим обезмасливанием полученного щелочного отхода легким углеводородным экстрагентом и его разложением нагревом под давлением с получением регенерированной крепкой аммиачной воды и одновременным выделением нефтяных кислот и водной фазы, отличающийся тем, что водная фаза поступает на промывку очищенной светлой фракции нефти, а крепкую аммиачную воду и водную фазу после промывки подают в емкость аммиачной воды, причем очистку и промывку светлых фракций нефти, а также обезмасливание щелочного отхода осуществляют в многоступенчатых противоточных колонных аппаратах.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru