Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Парафинистая нефть содержит парафина


Парафин - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Парафин - нефть

Cтраница 2

Установлено, что чем больше молекулярная масса парафинов нефти и чем выше их концентрация, тем меньше влияют добавляемые асфальтены или другие депрессоры на температуру перехода НДС из жидкого состояния в твердое.  [16]

В связи с прекращением производства белка из парафинов нефти из-за экологической опасности, в конце 80 - х годов некоторые построенные установки были остановлены и практически не работают. Поскольку в ООО Киришннефтеоргсингез своевременно был построен комплекс по производству ЛАВ и ЛАБС с использованием парафинов, установки Парекс работают в настоящее время на полную мощность.  [17]

Из данных таблицы видно, что наиболее богатые парафином нефти перерабатываются на дрогобычских заводах.  [18]

Посвящена одному из перспективных методов разделения нефти - комплексообразованию парафинов нефти с карбамидом. Метод высокоэкономичен, так как позволяет извлекать парафины непосредственно из нефти без предварительной очистки, термического воздействия или фракционирования. Показана возможность извлечения из нефти всего гомологического ряда парафинов от Св до С51 и выше.  [19]

Так, при высоком содержании асфальтенов, смол и парафинов нефти обладают структурно-механическими свойствами. Фильтрация таких нефтей начинается только после создания в пласте градиентов давления больше статического градиента давления сдвига. Кроме того, ряд нефтей обладают аномалиями вязкости. Вязкость таких нефтей является величиной непостоянной и зависит от величины действующего напряжения сдвига. Обычно течение таких1 нефтей по каналам фильтрации происходит при повышенных значениях эффективной вязкости.  [20]

Весьма перспективными являются загустители на основе биомассы, получаемой из парафинов нефти. Реологические и печатно-технические свойства таких загусток соответствуют свойствам крахмальных загусток; их применение позволит сократить расход пищевого сырья.  [21]

Кроме того, отмечено влияние природных ПАВ на температуру насыщения парафином нефти. Так, при массовой концентрации асфальтенов до 0 5 % температура насыщения раствора парафин - керосин - бензол снижалась на 2 С, а при увеличении концентрации до 1 % температура насыщения раствора возрастала и в дальнейшем до 5 % не менялась.  [22]

В залежах, имеющих низкие пластовые температуры или содержащих насыщенные парафином нефти, даже если вязкость их мала, под влиянием незначительного снижения температуры могут нарушиться фазовые соотношения, что также может привести к выпадению парафина в порах пласта.  [23]

В результате подземного анаэробного окисления нефти в залежи из легких богатых парафином нефтей образуются тяжелые смолистые безпарафиновые нафтеново-ароматические нефти. Одновременно происходит накопление в нефти оптически активных веществ, накопление определенного комплекса микроэлементов ( главным образом ванадия) и накопление порфиринов в виде ванадиевого комплекса. Биогенная природа указанных явлений едва ли может подлежать сомнению. Процесс накопления порфиринов в нефти, по-видимому, связан с деятельностью пигментных серобактерий. В нефтях, подвергшихся осернению, возрастание концентраций порфирииов достигает от 1 до 4 порядков.  [24]

В результате подземного анаэробного окисления нефти в залежи из легких богатых парафином нефтей образуются тяжелые смолистые безпарафиновые нафтеново-ароматические нефтп. Одновременно происходит накопление в нефти оптически активных веществ, накопление определенного комплекса микроэлементов ( главным образом ванадия) и накопление порфиринов в виде ванадиевого комплекса. Биогенная природа указанных явлений едва ли может подлежать сомнению. Процесс накопления порфиринов в нефти, по-видимому, связан с деятельностью пигментных серобактерий. В нефтях, подвергшихся осернению, возрастание концентраций порфиршюв достигает от 1 до 4 порядков.  [25]

Ное Е 12 65 - вододиспергируемый ингибитор, служащий для предотвращения отложений парафинов нефти на поверхности металла, может применяться для безводных и разбавленных водой сырых нефтей.  [26]

Следовательно, парафин радаевской нефти может быть отнесен к низкоплавким сравнительно с исследованными парафинами других нефтей.  [27]

Неограниченные сырьевые источники для производства кормовых дрожжей ( например, использования для их выращивания парафинов нефти), их высокая продуктивность - за одни сутки 1 т ( 103 кг) дрожжей может дать до 100 т ( 105 кг) потомства, высокое содержание и качество белка в биомассе привлекают к этому методу самое пристальное внимание исследователей.  [28]

Ключевым звеном в биотехнологии производства белково-витаминного концентрата паприна является процесс выращивания кормовых дрожжей на парафинах нефти - отходах нефтепереработки. Выращивание кормовых дрожжей осуществляется в биотехнологическом процессе их ферментации в так называемых ферментерах.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Парафины бакинской нефти - Справочник химика 21

    Парафины бакинской нефти [c.134]

    По сравнению с парафинами бакинской нефти средние парафины других нефтей СССР изучены мало. Так, для грозненской нефти имеется указание па присутствие в пей пентана и изопентана, гексана, гептана и изогептана [15]. Из этих парафинов только изогептан (т. кип. 90,5— 91,5°) был охарактеризован более или менее достаточно, да и то без всяких данных об его строении. [c.138]

    Мазут грозненской нефти Газойль бакинской нефти Дистиллят парафини- 904 1510 1465 1425 [c.24]

    Вид катализатора слабо влияет на количественные факторы, не изменяя принципиальную картину процесса и результаты его. При сопоставлении химического состава и октановых чисел бензинов из бакинских нефтей (табл. 28) также наблюдается постепенный рост октанового числа при одновременном увеличении содержания нафтенов от 34 до 74 % и уменьшении содержания парафинов от 51 до 24,5 % и ароматических углеводородов от 20 до 1,5 %. Но поскольку последние не влияют на октановое число бензина, то следует считать, что главным показателем, определяющим моторные свойства бензинов из бакинских нефтей, является соотношение в них количества нафтенов и парафинов. [c.150]

    Из прямогонного сырья получается кокс с более волокнистой текстурой, меньшей механической прочностью и большей упругостью, чем из крекинг-остатка той же нефти. Поэтому для получения кокса с лучшими механическими свойствами в первые годы освоения коксовых кубов в Грозном перешли от переработки прямогонного сырья к коксованию крекинг-остатка сначала грозненских парафинистых, а затем малгобекских и бакинских нефтей (парафино-ароматического и нафтено-парафинового оснований), дающих кокс менее упругий и с лучшими показателями по пластичности (больший А рел.)- [c.187]

    Основным компонентом нефти являются углеводороды — алканы, циклоалканы, арены. Алкенов в сырых нефтях, как правило, не содержится, хотя они и были в незначительных количествах обнаружены в пенсильванских и отдельных бакинских нефтях. Соотношение между группами углеводородов придает нефтям различные свойства и оказывает большое влияние на выбор метода переработки нефти и свойства получаемых продуктов. Общее содержание алканов (парафинов) в нефтях равно 30— [c.22]

    Исследование химической стабильности фракций углеводородов и их смесей, выделенных хроматографией на силикагеле из дистиллята бакинских нефтей [49], показало следующее 1) с повышением цикличности ароматических углеводородов повышается их стабилизирующий эффект 2) смолистые вещества дистиллятов балаханской масляной и бузовнинской нефтей стабилизируют парафино-нафтеновые фракции, будучи добавлены только в малой концентрации смолистые вещества дистиллятов нефтей месторождения Нефтяные Камни и балаханской тяжелой не обладают стабилизирующим эффектом 3) смолы парализуют стабилизирующее действие ароматических углеводородов 4) качество масел из нефтей балаханской масляной, бузовнинской и месторождения Нефтяные Камни можно повысить при полной удалении из них смол 5) для получения стабильных масел из дистиллятов [c.559]

    Изучались углеводородные фракции, выделенные из дистиллятов автола 10 различных бакинских нефтей. Полученные данные окисляемости и моющих свойств нафтено-парафиновых и освобожденных от парафинов нафтенов показали следующее  [c.373]

    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]

    В основу химической классификации положен химический состав нефтей, т е. преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Согласно этой классификации различают нефти парафиновые, нафтеновые, ароматические. При отнесении нефти к одному из этих типов исходят из того, что представители данного класса углеводородов содержатся в данной нефти в количестве более 50%. Например, нефти полуострова Мангышлак - парафиновые бакинские нефти - нафтеновые. Большинство перерабатываемых в промышленности нефтей относятся к нефтям смешанного типа, т.е. когда представители другого класса углеводородов содержатся в нефти в количестве не менее 25% (парафино-нафтеновые, нафте-но-ароматические). Например, многие Волго-Уральские нефти парафинонафтеновые. [c.25]

    Реактивные топлива на 97—98% состоят из углеводородов. Среди них 72—80% составляют парафино-нафтеновые углеводороды. Изучение состава парафино-нафтеновых углеводородов реактивных топлив показало, что наибольшее количество нафтеновых углеводородов содержится во фракции 200—250° для всех топлив за исключением топлива Т-2 из грозненских нефтей. Во фракциях до 250° содержание нафтеновых углеводородов возрастает, а выше 250° — снижается. Во фракциях выше 200° наряду с моноциклическими нафтеновыми углеводородами содержатся бициклические нафтены, количество которых, например во фракции 200—250° топлива Т-1 из бакинских нефтей, составляет 7,2% [16]. [c.12]

    Есть углеводороды, в которых цепочки замкнуты в кольца — циклы (фиг. 101, а). К кольцам в свою очередь могут примыкать прямые цени (фиг. 101, б), а также и другие кольца (фиг. 101, в). Такими углеводородами являются нафтены — циклические углеводороды, которые, как и парафины, являются постоянной составной частью нефти. Большинство бакинских нефтей богато нафтеновыми углеводородами, в то время как грозненские нефти и нефти Второго Баку более богаты (особенно г. легких фракциях) парафиновыми углеводородами. Особенно богаты нафтеновыми углеводородами масляные фракции таких нефтей, как доссорская, сура-ханская, балаханская. Нафтеновые [c.180]

    Возможность хроматографического разделения парафино-нафтеновых углеводородов на активированном угле проверялась на искусственных смесях, составленных из нормальных парафиновых, изопарафиновых и нафтеновых углеводородов. На рис. 13 приведена хроматограмма разделения искусственной смеси, состоящей из 19,9% нормальных парафиновых углеводородов = 1,4155, пределы выкипания 150—200° С, получены синтезом из окиси углерода и водорода), 23,5% изопарафиновых углеводородов = 1,4213, пределы выкипания 150—250° С, получены из алкилата Гурьевского завода) и 56 6% парафино-нафтеновых углеводородов = = 1,4423 13% парафинов и 77% нафтенов, выделены из топлива Т-1 бакинских нефтей). [c.37]

    Наиболее широкое распространение при хроматографии керосино-газойлевых фракций получил в настоящее время метод промывания. Метод промывания позволяет более четко разделить содержащиеся в них ароматические углеводороды (по количеству циклов), а также фракции, содержащие олефиновые углеводороды и сернистые соединения. Методом промывания были разделены керосино-газойлевые фракции, полученные не только из нефти, но и из продуктов переработки сланцев и углей [38—44]. Я. Б. Чертковым и В. Н. Зреловым [45] методом промывания на силикагеле марки ШСМ с крупностью зерен 65—150 меш было разделено топливо Т-1 (из бакинской нефти) на парафино-нафтеновые, моно- и бициклические углеводороды (табл. 27). [c.83]

    Методом вытеснения нами был исследован химический состав концентрата ароматических углеводородов топлива Т-1 из бакинских нефтей. В качестве адсорбента использовались силикагель марки ШСМ и каталитическая окись алюминия. Результаты хроматографического разделения показывают, что методом вытеснения могут быть отделены парафине вые и нафтеновые углеводороды от ароматических, одпако разделение углеводородов при использовании различных адсорбентов получается не совсем одинаковым. Так, при применении силикагеля методом вытеснения гораздо полнее происходит отделение парафиновых и нафтеновых углеводородов от ароматических, а при применении окиси алюминия — моноциклических ароматических углеводородов от бициклических. [c.94]

    Бакинская нефть не богата парафинами. Как и в других нефтях (см. нюке), они сосредоточены главным образом во фракциях до 100° в более высоких погонах содержание их быстро падает. Простейшими представителями этой гр шпы парафинов являются пентаны состава [c.134]

    Судя по высокому удельному весу нефтяных фракций от 72° (табл. 40), надо думать, что количество парафинов в бакинской нефти, начиная с гептанов, не мон ет быть велико. Естественно также, что открытие их вследствие усложнения состава фракций становится все труднее ж труднее. [c.137]

    Из нефтей СССР наиболее богаты парафинами нефти Грозненского района, особенно парафинистые, а также нефти Второго Баку . Большинство бакинских нефтей содержит уже значительно меньше парафинов, и это различие между грозненскими и бакинскими нефтями особенно увеличивается для более высоких фракций. Эмбенская и чусовская нефти по содержанию парафинов приближаются к бакинским, майкопская же — к грозненским. Богаты парафинами также з.-украинские нефти. [c.144]

    В калифорнийских неф тях [45] нафтены обнаруживаются уже в самых легких погонах. Так, в легкой нефти (уд. вес 2 =0,8423) из графства Фресно уже фракция 68—70° представляет собой смесь парафина с нафтеном, очевидно гексана с метилциклопентаном в ближайших ее фракциях наметились другие простейшие нафтены, повидимому, те же, что в бакинской нефти. Высшие нафтены калифорнийской нефти изучены пока также далеко недостаточно. Для их характеристики интересны данные, полученные нри исследовании тяжелой нефти (уд. вес ( 20=0,9845) из Санта-Барбара фракционировкой ее при 60 мм был выделен ряд фракций в пределах 5°, которые после очистки дымящей серной кислотой показали следующие состав и свойства (табл. 62). [c.201]

    Группа парафинов, жидких при обыкновенной температуре или небольшом охлаждении, охватывает обширный ряд гомологов метана — от пентанов С5Н12 до гексадекана СЦ.Н34. Как было указано, они входят в состав главной массы природной нефти, ее жидкой части с этой точки зрения они представляют особый интерес. Ознакомление с ними удобно начать с парафинов бакинской нефти, которые, благодаря работам ряда исследователей, особенно В. В. Марковникова и его учеников, изучены весьма полно. [c.134]

    В результате проведенных исследований в СССР в качестве эмульгатора была принята натриевая соль сульфопроизводных газойлевой фракции бакинской нефти, подвергавшейся очистке от нефтяных масел и примесей железа. Этот эмульгатор вошел в практику эмульсионной полимеризации хлоропрена для получения каучуков и латексов под маркой СТЭК, обеспечивая достаточную стабильность эмульсии и латексов. СТЭК применялся в эмульсии в сочетании с канифольным мылом, которое способствует повышению стабильности эмульсии в процессе полимеризации. В процессе выделения каучука из латекса, при подкислении, кислоты канифоли выделяются в свободном виде и смешиваются с каучуком, что способствует повышению пластичности и стабильности поли-хлоронрепа и улучшению его обрабатываемости. Вследствие того, что СТЭК не подвергается биологическому разложению, он в настоящее время заменяется, например, на алкилсульфонат натрия — волгонат (очищенные сульфопроизводные низкомолекулярных парафинов), а также на другие более эффективные алкилсульфонаты (например, марка Е-30), которые подвергаются биологическому разложению и позволяют очистить сточные воды. [c.371]

    Температура застывания нефти представляет собой важную характеристику, так как указывает на содержание в нефти твердых углеводородов (парафина). Чем больше содержит нефть парафина, тем выше ее температура застывания. Так, например, грозненская парафинистая нефть застывает при +12°, а бакинские нефти или грозненские бсспарафиновые не застывают и при —20°. Мазуты, выделенные из парафинистых нефтей, обладают еще более высокой температурой застывания, так как при перегонке нефти парафин концентрируется в мазуте. [c.23]

    Выделенные в чистом виде н-парафины или изопарафнны могут быть идентифицированы с помощью газо-жидкостной хро.матогра-фии для окончательной идентификации необходимо получить в чистом виде индивидуальные парафиновые углеводороды с помощью препаративной хроматографии, либо четкой ректификации. Индивидуальные углеводороды анализируются определяются их простые и комбинированные константы, проводится элементны анализ, иногда спектральный анализ если это необходимо, проводят хи.мическую идентификацию. Классические примеры химической идентификации можно найти в работах В. В. Марковникова но исследованию кавказских нефтей. Так пз фракции 80—82° бакинской нефти Марковников выделил химическим путем метановый углеводород, общей формулы СтН , константы которого были близки к константам триметилпропилметана (/кип 78,5—79 "). Этот углеводород был идентифицирован следующим образом. [c.57]

    Кислотное число. Кислотность нефтп обусловлен наличием в пей нафтеновых кислот и в значительно меньшей степени — других кислых соединений, нанример фенолов. Нафтеновые кислоты концентрируются преимуш,ественно в керосино-газойлевых фракциях нефти. Общее содержание нафтеновых кислот невелико и зависит от общего химического состава нефти в нафтеио-арома-тических нефтях нафтеновых кислот больше, чем в парафини-стых. Нафтеновые кислоты являются нежелательным компонентом масляных фракций вследствие своей коррозионной агрессивности. Кислотное число нефти выражается в миллиграммах КОН, пошедших на нейтрализацию 1 г нефти (ГОСТ 5985—59), и составляет для большинства нефтей десятые и сотые доли мг КОН/г лишь для некоторых бакинских нефтей (Нефтяные камни, артемовской) кислотное число достигает 1—3 мг КОН/г. [c.63]

    Д. И. Менделеев еще в 1883 г, обнаружил пентан, а затем и гексан в бакинской нефти. В настоящее время в нефтях найдены все возможные изомеры пентана, гексана, гептана и октана, многие нонаны и некоторые деканы. Более детальные исследования показывают, что жидкие парафины нефти состава С5—Сд имеют в основном нормальное или слаборазветЕ1ленное строение. Интересным исключением из этого правила являются анастасиевская нефть Краснодарского края и нефть морского месторождения Нефтяные камни. В этих нефтях найдены сильноразветвленные углеводороды, а в анастасиевской — гексан, гептан и октан практически отсутствуют. [c.23]

    Грозненский район. Нефти этого района также относятся к третичной системе, однако многие из них суш,ественно отличаются от бакинских нефтей и входят в категорию метаново-нафтеновых нефтей. Нефть из так называемых старых промыслов, теперь уже не имеющая большого промышленного значения, была довольно близка к бакинским, особенно к биби-эйбатским нефтям. Нефти новых промыслов (Беной, Озек-Суат, Малгобек и др.) отличаются высоким содержанием бензиновых фракций, богатых метановыми углеводородами. Кроме того, грозненские нефти содержат много парафина (в некоторых нефтях до 20%). В большинстве случаев грозненские нефти содерячэт меньше керосиновых фракций, чем бакинские, зато в них больше лигроиновых. Интересно довольно высокое содержание простейших ароматических углеводородов в бензиновых фракциях оно гораздо выше, чем в бензинах бакинского района. [c.219]

    Так как молекулярный вес товарных парафинов равен. 350, а плотность их при 80° около 0,780, Пилат пришел к выводу, что выделеняыо им из асфальта углеводороды являются твердыми дикланами. Позже твердые циклические углеводороды были выделены Д. О. Гольдберг 2 из нетролатума, а затем Л. А. Гухма-ном из масляных дестиллатов бакинской нефти. [c.31]

    Важнейшим источником углеводородного сырья является нефть, представляющая собой смесь углеводородов. Взависил ссти от типа нефти в ней могут преобладать либо алканы (американская нефть, румынская нефть и западных областей Украины, грозненская и др.), либо циклоалканы (бакинская нефть). В виде исключения встречается нефть со значительным содержанием ароматических углеводородов (нефть с острова Борнео, из месторождений Майкопа и Перми). Являясь смесью углеводородов с разной величиной молекулы, разной молекулярной массой и, следовательно, с разными точками кипершя, нефть с помощью перегонки может быть разделена на фракции (части) петролейный эфир (темп. кип. 40—75 °С), беи-зин (темп. кип. 70—150 °С), керосин (темп. кип. 150—300 С), соляровое масло (темп. кип. 250—320 С), смазочные масла (темп, кип. выше 320 С). Из последних при охлаждении выделяется твердая часть — парафин. Остаток от перегонки известен под названием мазута. [c.133]

    Объектами исследования являлись узкие фракции мирзаанской, сацхенисокой, норийской, сахалинской, туркменской, анастасьевской и бакинской нефтей, отличающиеся по углеводородному составу парафино-циклопарафиновой части. Они содержали в ря,з.лич ых соотношениях как нормальные и изоалканы, так и пяти- и шестичленные цикланы [46, 72, 73, 102—106]. [c.32]

    Диизопр опил, как и большинство двутретичных парафинов, легко реагирует при 20° с азотной кислотой и дает при нитровании. мононитросоединение, которое, как было доказано Коноваловым - , является третичным 2-нитро-2,3-диметил-бутаном (жидкость с темп. пл. 168—169° при 750 мм d = 0,9716), и двутретичное нитросоединение, а именно 2,3-динитро-2,3-диметилбутан с точкой пл. 208°. Продукты эти были получены Коноваловым не только из синтетического диизопропила, но также из фракции американской и бакинской нефти с темп. кип. от 55 до 60°. Нитрование диизопропила протекает повидимо.му по следующей схеме  [c.1124]

    На рис. 41 приведены адсорбтограммы хроматографического разделения парафино-нафтеновых фракций топлива Т-1 из бакинских нефтей па обычном силикагеле марки ШСМ и силикагеле, предварительно обработанном этиленгликолем. Приведенные данные свидетельствуют о том, что при этом не происходит улучшения разделения парафино-нафтеновых фракций. На основании этих же данных становится ясным, что адсорбционные колонки, име-юш ие отношение Hd = 30, при соотношении анализируемой смеси и силикагеля 1 20 не позволяют отделить парафиновые углеводороды от нафтеновых. [c.92]

    Как уже было указано, три основных типа нефтей встречаются сравнительно редко. Наиболее распространенным из них является нафтеновый тип, примерами которого могут служить среди нефтей СССР прежде всего эмбенские нефти (Доссор, Мах ат) сюда же можно, повидимому, причислить некоторые наши тяжелые нефти различных месторождений, например тяжелую майкопскую, калужскую, а также кирмакинскую нефть. Наконец довольно ярко выражен нафтеновый тип у некоторых бакинских нефтей например балаханской и сураханской, хотя отдельные погоны этих нефтей, низшие и средние, вследствие значительного содержания парафинов, приобретают метано-нафтеновый характер. [c.19]

    Действительно, кроме состава и температуры кипения, удельные веса соответствующих фракций также хороню подходят к удельным весам пентана и изопентана. Если же к соответствию в составе и физических свойствах добавить, что и в отношении к химическим реагентам (кислоты азотная, серная и др.) фракции эти оказались вполне подобны парафинам, то очевидно, что нахождение пентана и изопентана в бакинской нефти гножно считать доказанным. Из табл. 38 видно такяге, что изопентана в бакинской нефти значительно больше, чем н. пентана. [c.135]

    Из американских нефтей на первом месте но содернганию парафинов должны быть поставлены пенсильванская и огайская нефти, а также некоторые нефти Мид-1чонтииента. Нефти Калифорнии и Техаса более приближаются в этом отношении к бакинским нефтям. [c.144]

    Большинство апшеронских нефтей относится к слабопарафинистому типу. Однако в последнее время в Бакинском районе найдены нефти и другого типа, с большим содержанием парафина. Таковы, например, кара-чухурская нефть (9,9% парафина), зыхская нефть (11,2% парафина) и др. [c.154]

    Позднейшие исследования восполняют этот пробел лишь в весьма малой степени. Как видно из табл. 53, элементарный состав фракции 90—91° показывает, что, кроме гептанафтена С,Н14, в нем должны содержаться такн е парафины. Действительно, выше уже было указано, что Харичков при исследовании.соответствующей фракции (т. кип. 90—93°) грозненской нефти получил углеводород состава G,ПJg (изогептан) с т. кин. 90,5—91,5°. Этот же изогептан содержится, вероятно, в бакинской нефти, но вместе с ним, несомненно, есть и гептанафтен. Чтобы изолировать этот нафтен [c.188]

    Как уже было упомянуто (гл. Ш, стр. 82), Н. Д. Зелинский показал, что, подвергая нефтяные погоны дегидрогенизационному катализу, можно все нафтены ряда циклогексана перевести в ароматические углеводороды, причем парафины, а также нафтены рядов циклопентана и циклогептана остаются без изменения. Если обработать затем продукт реакции дымяш,ей серной или серно-азотной смесью, то можно освободиться от ароматических углеводородов и, таким образом, значительно упростить состав нефтяного погона. Применив такую методику к фракциям 100—100,5 и 102— 104° бакинской нефти, Зелинский получил следующие результаты. [c.189]

chem21.info

Парафины - Справочник химика 21

из "Товарные нефтепродукты, их свойства и применение Справочник"

По содержанию парафина (с температурой плавления 50 С) нефти делятся на малопарафинистые с содержанием парафина до 1,5% (нефти вида ПО парафинистые с 1,51—6% парафина (нефти вида Пг) высокопарафинистые с содержанием парафина более 6% (нефти вида Пз). [c.306] При отнесении нефти к тому или другому виду (ГОСТ 912—66) кроме содержания в ней парафина учитывают также необходимость ее депарафинизации для получения реактивных и дизельных топлив и дистиллятных базовых масел. [c.306] В промышленности парафины выделяют при депарафинизации масляных дистиллятов нефтей вида Пз. Полученный парафин подвергают очистке при помощи кислот, щелочей, отбеливающей земли и селективных растворителей или комбинаций этих методов. Парафин —это смесь, углеводородов метанового ряда нормального строения с 18—35 атомами углерода в молекуле. В ней имеются некоторые количества углеводородов с ароматическим или нафтеновым ядром. [c.306] Парафин — вещество белого цвета, кристаллического строения, с температурой плавления 50—55° С и молекулярным весом 300—450. Величина и форма кристаллов парафина зависят от условий его выделения из нефти парафин выделяется в виде МсЛКИл тонких кристаллов, из нефтяных дистиллятов — крупными кристаллами. При быстром охлаждении он выделяется в виде более мелких кристаллов, чем при медленном. Парафин получают и искусственным путем — синтезом окиси углерода и водорода. [c.306] В ряде отраслей промышленности (электротехническая, пищевая, парфюмерная) его применяют для упаковки реактивов, пищевых продуктов, косметики. [c.306] Парафины нефтяные, ГОСТ 784—53, получают из дистиллятов парафинистых и высокопарафинистых нефтей шести марок технические высокоочищен-ные А и Б, технические очищенные Г и Д, медицинский и неочищенный (спичечный), отличающиеся друг от друга степенью очистки и содержанием масла. [c.306] Парафин нефтяной высокоплавкий неочищенный, ГОСТ 9885—61, получают из сернистых парафиновых нефтей двух марок 57 и 60. [c.306] Синтетический парафин, ВТУ 471—54, является продуктом синтеза окиси углерода и водорода. Его в основном используют для получения синтетических жирных кислот. [c.307] Применяют по МРТУ. 12Н 117—64 при производстве флотореагентов типа катионного коллектора марки АНП, а по МРТУ 12Н 123—64 —для производства белково-витаминного концентрата. [c.307] Парафин нефтяной экспортный, МРТУ 12Н 37—63, вырабатывается из парафинистых нефтей Грозненского и Озек-Суатского месторождений. [c.307] Характеристика парафинов приведена в табл. 129. [c.307]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Нефтяной парафин - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Нефтяной парафин

Cтраница 2

Нефтяной парафин производится главным образом в США. Его конкурентами в Европе являются парафины буроугольный и синтетический, производившиеся преимущественно в Германии.  [16]

Нефтяные парафины состоят из алкановых углеводородов и родственных соединений, обладающих одним общим свойством: они являются твердыми при комнатной температуре. В нефтях эти углеводороды имеют те же пределы кипения, что и масла, поэтому они обычно вырабатываются в качестве побочного продукта при производстве смазочных масел. Для обеспечения хорошей текучести товарных масел при низких температурах необходимо удалить парафин, содержащийся в масляных дестиллатных или остаточных фракциях, Получаемый при этом процессе сырой парафин требует дополнительных операций для обезмасливания и фракционирования парафинов различных типов.  [17]

Нефтяной парафин - это основной компонент твердых углеводородов нефти, состоящий преимущественно из твердых н-алканов. В отличие от парафина, церезин, входящий также в состав твердых углеводородов нефти, - это в основном смесь твердых нафтеновых углеводородов с боковыми цепями нормального и изостроения с преобладанием последних.  [18]

Нефтяные парафины, выделенные из различных дестиллатных фракций, имеют сравнительно небольшой молекулярный вес ( молекулы от Ci9h5o до СзеЬЫ) и соответственно невысокие температуры кипения.  [19]

Нефтяные парафины представляют собой смесь преимущественно алканов разной молекулярной массы, характеризуются пластинчатой или ленточной структурой кристаллов. При перегонке мазута в масляные фракции попадают твердые алканы С.  [20]

Нефтяной парафин ( ГОСТ 784 - 53) представляет собой смесь высокомолекулярных углеводородов. Этот продукт выпускается трех марок: технический, высокоочищенный и очищенный парафин. Температура плавления парафина 50 - 54 С в зависимости от степени очистки. Чистые сорта парафина имеют более высокую температуру плавления, чем более грязные сорта. Парафин содержит незначительное количество масел ( 0 6 - 2 3 %), а механические и водорастворимые примеси в нем отсутствуют.  [21]

Нефтяные парафины представляют собой смесь преимущественно алканов разной молекулярной массы, а основным компонентом церезинов являются нафтеновые углеводороды, содержащие в молекулах боковые цепи как нормального, так и изостроспия с преобладанием последних. Соединения, содержащие в длинной цепи алканового типа ареновые ядра, входят в состав церезинов в меньших количествах. Их соотношение определяется природой нефти, из которой выделен церезин.  [22]

Нефтяные парафины представляют собой смесь высокомолекулярных углеводородов, состоящую в основном из углеводородов общей формулы СлН2п 2 с примесью твердых нафтеновых, ароматических и смешанных нафтеново-ароматических углеводородов.  [24]

Нефтяные парафины представляют собой твердые нефтепродукты кристаллического строения, которые получают из дистиллятов парафиновых и высокопарафиновых нефтей. Парафины применяют для различных целей, в том числе в качестве сырья для получения синтетических жирных кислот, для пропитки бумаги, в медицине, спичечной ( желтые парафины) и других отраслях промышленности.  [25]

Нефтяные парафины ( дестиллатныс) имеют сравнительно небольшой молекулярный вес ( от С ] 9Н40 до С35Н72) и соответственно невысокие температуры кипения; ввиду этого при перегонке нефти они переходят с соляром и другими масляными дестетллатами.  [26]

Нефтяной парафин ( грозненский) состоит преимущественно из углеводородов ряда метана нормального строения, состава С24Н50, со значительной примесью ( 25 - 35 %) изопарафинов того же состава.  [27]

Нефтяной парафин производится главным образом в США. Его конкурентами в Европе являются парафины буроугольный и синтетический, производившиеся преимущественно в Германии.  [28]

Нефтяные парафины представляют собой смесь преимущественно алканов разной молекулярной массы, характеризуются пластинчатой или ленточной структурой кристаллов. Исследованиями установлено, что твердые парафины состоят преимущественно из алканов нормального строения, а церезины - в основном из циклоалканов и аренов с длинными алкильными цепями нормального и изостроения. Церезины входят также в состав природного горючего минерала - озокерита.  [29]

Нефтяные парафины представляют собой смесь преимущественно алканов разной молекулярной массы, характеризуются пластинчатой или ленточной структурой кристаллов. Исследованиями установлено, что твердые парафины состоят преимущественно из алканов нормального строения, а церезины - в основном из цик-лоалканов и аренов с длинными алкильными цепями нормального и изостроения. Церезины входят также в состав природного горючего минерала - озокерита.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Сколько процентов содержит парафина высокопарафинистая нефть? — Студопедия.Нет

1,5%. более 6%.

Сколько процентов содержит серы малосернистая нефть?

от 0,5% до 1,9%

Какие из этих углеводородов газообразные вещества?

СН4 – С4Н10

Что такое залежь?

естественное скопление нефти и газа в пористых горных породах

Сущность гидравлического разрыва пласта

в образовании высокопроницаемых трещин большой протяженности под воздействием давления, нагнетаемой в скважину плохо фильтрующейся жидкости

Сущность исследования скважин методом установившихся отборов

определяют зависимость дебита нефти, газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины

Фонд скважин

общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения

Добыча нефти

среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину

Объект разработки

искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование, содержащий промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин

Объемный коэффициент нефти

отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой жидкости в стандартных условиях

Скорость фильтрации жидкости

 

Коэффициент пористости

отношение объема пор в породе к её объему

Вязкость

свойство оказывать сопротивление перемещений одной их части относительно другой

Коэффициент эксплуатации

отношение суммарного времени эксплуатации скважины в сутках к общему календарному времени

Приток нефти в скважину при водонапорном режиме

Сущность неустановившегося режима эксплуатации

изменяют режим и проводят наблюдения за нарастанием или снижением забойного давления со временем

Темп отбора жидкости

отношение газовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти

Относительная проницаемость

отношение фазовой проницаемости к абсолютной

Гидродинамический коэффициент совершенства скважин

отношения дебита несовершенной скважины к дебиту совершенной скважины

Какой диаметр имеет капиллярные каналы?

от 0,5 до 0,0002 мм

Водонапорный режим

нефть движется в пласте к скважинам под действием наступающей краевой воды

Коэффициент нефтеотдачи

отношение извлеченного из залежи количества нефти к её первоначальным запасам нефти

Какие из этих скважин несовершенны по степени вскрытия?

скважины вскрывают пласт на всю его мощность, но сообщаются с пластом через ограниченное число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне

Законтурное заводнение

воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи

Внутрипластовое горение

у забоя нагнетательных скважин в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом

Контрольная скважина

скважина, предназначенная для наблюдения за изменением пластового давления, температуры, нефтегазонасыщенности пласта

Запорная арматура

устройство для управления потоками природных газов, нефти в трубопроводах

Извлечение

оценка полноты использования запасов месторождения полезных ископаемых при добыче

Газонефтепроявление

периодическое поступление газа или нефти из недр на дневную поверхность

Газонасыщенность

степень заполнения пор, трещин в горных породах природными газами

Дросселирование газа

понижение давления в потоке газа при прохождении его через вентиль, кран, сопровождающийся изменением температуры

Осушка газа

процесс удаления из продукции нефтяных скважин минеральных солей, растворенных в пластовой воде

Газовый фактор

количество газа, приходящееся на 1т извлеченной из пласта нефти

Растворимость газов в нефти

способность газов образовывать растворы с нефтью

Газовая залежь

естественное скопление природного газа в ловушке, образованной пластом-коллектором

studopedia.net

Нефть, углеводороды низшие парафины - Справочник химика 21

    Моноклинали, закупоренные отложениями битумов, асфальта и пр. При движении к выходу на дневную поверхность нефть приходит иногда в соприкосновение с циркулирующими в месторождении водами, часто содержащими много сульфатов и других солей. Если нефть имеет низкую вязкость и содержит в своем составе парафины, между нею и солями воды никаких реакций не происходит или же они происходят в весьма слабой степени, поэтому высачивание нефти через головные части пластов происходит более или менее беспрепятственно. Там же, где нефть содержит высокий процент смолистых веществ и вообще ненасыщенных углеводородов , между солями воды и названными веществами воз- [c.277]     Тяжелая нефть отличается высокой плотностью (q = 0,902 -f--I- 0,908), умеренной смолистостью (смол сернокислотных 14,5— 23%, смол силикагелевых 6,3—6,9%, асфальтенов 0,7% коксуемость 2,1—3,2%), характеризуется малым содержанием парафина (0,2%), низкой температурой застывания (ниже —56° С) и значительной кислотностью (0,67-1,27 мг КОН на 1 г). По данным группового углеводородного состава во фракциях от 120 до 300° С значительно преобладают нафтеновые углеводороды, содержание которых достигает 78—89%. В бензиновых фракциях до 150° С практически отсутствуют ароматические углеводороды. Нефть отличается низким содержанием бензиновых фракций (до 150° С выход составляет 4%, до 200° С —11%). Последние характеризуются высокими моторными свойствами фракция, выкипающая в пределах 90—200° С, имеет октановое число в чистом виде 66. Одним из ценных качеств этой нефти, а также нефти V и VI горизонтов является возможность получения из нее топлив с низкими температурами начала кристаллизации и застывания. Выход дизельного топлива с температурой застывания ниже —60° составляет 36,5—40,1%. [c.327]

    Парафиновые углеводороды С20-С40 присутствуют в масляных фракциях всех нефтей. В маслах некоторых американских нефтей полностью отсутствуют нормальные парафиновые, очень мало содержится изопарафиновых углеводородов. В масляных фракциях различных нефтей присутствуют жидкие и кристаллические (твердые) углеводороды. Жидкие парафины представлены углеводородами изостроения, нормальные парафины являются твердыми. Парафиновые углеводороды обладают очень низкими значениями вязкости, имеют очень высокий индекс вязкости. С ростом молярной массы растет температура плавления парафинов. [c.17]

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

    Известно, что товарные парафины из большинства нефтей состоят главным образом из нормальных парафиновых углеводородов, содержащих от 22 до 30 атомов углерода и соответственно очень мало отличающихся по физическим и химическим свойствам. При таком составе очищенного парафина и температуре плавления от 48,9 до 60° очень вероятно присутствие изомеров с разветвленными цепями, обладающими настолько низкой температурой плавления, что они могут кристаллизоваться вместе с сырым мягким парафином и в значительной степени удаляться при выпотевании. На это указывают результаты обширного исследования узких фракций парафина, полученных перегонкой при давлении 1 мм рт. ст. из нефти месторождения Мид-Континент [8]. Как можно было ожидать. [c.42]

    В дизельных топливах балаханской масляной нефти I сорта и балаханской тяжелой нафтены преобладают над парафинами в дизельном топливе балаханской тяжелой нефти содержится более 30% ароматических углеводородов, поэтому оно обладает наиболее низким дизельным индексом —34,5 (цетановое число 38—40). [c.54]

    Хорошие результаты получены [78] при очистке диметилформ-амидом дистиллята анастасьевской нефти, выкипающего в пределах 260—410 °С и предназначенного для производства трансформаторного масла. Этот растворитель характеризуется более низкой КТР в нем данного сырья, чем фурфурол, что позволяет проводить очистку при более низкой температуре. Выход рафината в случае использования диметилформамида больше, а качество выше, чем при фурфурольной очистке. Следовательно, этот растворитель обладает большей избирательностью по отношению к поли-циклическим ароматическим углеводородам и смолам. Кроме того, диметилформамид имеет более низкую температуру кипения (153 °С), что играет важную роль при его регенерации. При использовании Ы-метилпирролидона качество рафината лучше, однако его высокая растворяющая способность приводит к необходимости добавлять антирастворитель для уменьщения потерь ценных углеводородов с экстрактом, а невысокая избирательность к нафтеновым кислотам требует при получении трансформаторного масла предварительной щелочной очистки сырья.) Положительные результаты были получены [79—81] и при использовании рассмотренных выше новых растворителей для глубокой очистки жидких и твердых парафинов. Результаты очистки трансформаторного дистиллята различными растворителями приведены ниже  [c.112]

    Наибольшие колебания показателей плотности, содержания серы и металлов характерны для остатков из нефтей Ближнего и Среднего Востока и Латинской Америки. Для нефтей указанных регионов большой выход остатков обычно связан с высокими плотностью, содержанием серы, но не очень высокой температурой застывания остатков. Эти свойства остатков в сочетании с высоким содержанием углеводорода делают их ценным сырьем для производства битумов. Напротив, остатки из нефтей азиатского и тихоокеанских регионов характеризуются высокими содержанием парафинов и температурой застывания, но низкими плотностью и содержанием серы и металлов, что характерно и для некоторых парафинистых нефтей Африки. Это позволяет получать из них при вакуумной перегонке высококачественное сырье каталитического крекинга. Остатки вакуумной перегонки при этом можно использовать для производства электродного кокса. [c.13]

    Для установления эффективности действия сульфонатных (и других) присадок в зависимости от группового углеводородного состава сырья были исследованы масляные фракции 350—420 °С и 420—500 °С и остаточные выше 500 °С, выделенные вакуумной перегонкой из мазутов трех нефтей, резко различающихся по физико-химическим свойствам и углеводородному составу (бала-ханская масляная и балаханская тяжелая нефти, а также нефть месторождения Нефтяные камни). Углеводородный состав фракций был определен адсорбционной хроматографией на крупнопористом силикагеле АСК [15, с. 73]. В результате исследования структурно-группового состава и свойств отдельных групп углеводородов, выделенных из этих фракций, было установлено, что парафино-нафтеновые углеводороды из фракций балаханской нефти являются лучшим сырьем для синтеза присадок, чем те же углеводороды, выделенные из фракций двух других нефтей, причем наиболее низким качеством отличаются парафино-нафтеновые углеводороды балаханской тяжелой нефти. [c.72]

    Адсорбционный способ применяется для онределения состава газов, углеводородного состава различных жидких нефтепродуктов, потенциального содержания масел в нефти. В промышленности он используется для отбензинивания природных и попутных углеводородных газов, выделения из нях пропана и бутанов, разделения газов нефтепереработки с целью нолучения водорода, этилена и других компонентов, для осушки газов и жидкости, выделения низко-молекулярных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов) из соответствующих бензиновых фракций, для очистки масла и парафина и т. д. [c.246]

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

    Нефть Баракаевского месторождения легкая (относительная плотность 0,8081), парафинистая (3% парафина), малосернистая (0,12% серы), малосмолистая. Выход фракций до 200 °С—49,7, до 350 °С —81,2%. Фракции до 120,°С содержат мало ароматических углеводородов (1—2%) и до 68% нафтеновых. В более высококипящих фракциях количество ароматических углеводородов достигает 39% в дистилляте 400—420 С, а содержапие нафтеновых уменьшается и во фракциях 200—250 и 250—300 °С составляет соответственно 25 и 18%. Фракция 28—200 °С баракаевской нефти имеет низкое октановое число (48,3 без ТЭС). Из нефти могут быть получены летние дизельные топлива или компоненты специального топлива. Остатки нефти характеризуются высокой температурой застывания (31—38°С), низкой коксуемосью (3,58% для остатка выше 420 °С) остаток выше 420 °С может быть использован в качестве топочного назута 100. [c.341]

    Парафино-нафтеновые углеводороды, полученные при адсорбционном разделении на силикагеле (АСК), отличаются высоким числом симметрии по-р.ядка 150) и низким значением интерцеита рефракции"(г,- 1,0327—1,0388), ято, доказывает присутствие значительного количества би- и полициклических нафтеновых углеводородов. Парафино-нафтеновые углеводороды, выделенные из фракций валенской нефти, отличаются низко температурой застыпапия (значительно более низкой, чем у других исследованных нефтей), ири этом иара-фино-нафтеновые углеводороды, выделенные из фракций валенской нефти, имеют, в отличие от углеводородов из других нефтей, более низкую температуру застывания, чем исходные фракции. Но самое основное отличие нарафино-нафте-новых углеводородов, полученных из фракций валенской нефти, заключается а следующем они не образуют комплекс с карбамидом. Это свидетельствует о том, что фракции валенской нефти практически не содержат парафиновых углеводородов нормального строения. [c.410]

    Керосины локбатанской, путинской и ясамальской парафи-нистых нефтей имеют низкую октановую характеристику, в их состав входит значительное количество ароматических углеводородов (28,3%), нафтенов (49,8%) и парафинов (21,9%). [c.60]

    В случае использования нефтей с низким содержанием смо-листо-Есфальтеновых веществ и ароматических углеводородов следует избегать процесса окисления, поскольку он приводит к снижению ароматических соединений в битуме, которых в итоге оказывается недостаточно. Технология получения битумов из таких нефтей должна включать процессы концентрирования асфальтенов и ароматических углеводородов деасфальтизацию гудронов, экстракцию ароматических углеводородов и др. Целесообразно также увеличивать отбор вакуумного газойля в процессе подготовки гудрона, в результате чего уменьшается доля парафино-нафтеновых углеводородов в гудроне. [c.288]

    В практике нефтепереработки наиболее распространенными являются нефтяные дисперсные системы с дисперсной фазой в твердом, жидком и газообразном состоянии и жидкой дисперсной средой. Реальные нефтяные системы ввиду сложности их состава являются полигетерофазными дисперсными системами различных типов, что чрезвычайно усложняет выявление особенностей их поведения. Различными нефтяными дисперсными системами являются парафиносодержащие нефти и нефтепродукты, В различных нефтях содержание парафинов колеблется от долей процента до 20 процентов. По мере понижения температуры из нефти выделяются кристаллы парафина (твердых углеводородов), образующие структуры, размеры и количество которых в объеме изменяются. Благодаря действию адгезионных сил часть жидкой фазы ориен тируется вокруг надмолекулярных структур в виде сольватных слоев определенной толщ гны. При определенной, достаточно низкой температуре, кристаллы парафинов сцепляются, что приводит к возникновению пространственной гелеобразной структуры, в ячейках которой иммобилизована часть дисперсионной среды. Система при этом приобретает структурно-механическую прочность. Установлено [7, 8], что присутствие сложных асфальтеновых веществ способствует стабилизации устойчивости дисперсий парафина. [c.34]

    Твердые углеводороды в гудроне из смеси татарских нефтей распределяются между парафино-нафтеновыми, MOHO- и бициклическими ароматическими соединениями [177]. Содержание твердых углеводородов в сырье уменьшается по мере обогащения молекул бензольными кольцами. Эти компоненты обладают низкой температурой хрупкости, причем она повышается при переходе от твердых парафино-нафтеновых соединений с разветвленными боковыми цепями к твердым бициклическим ароматическим соединениям. Твердые углеводороды, высо- [c.121]

    В общем необходимо руководствоваться следующими соображениями. В случае использования нефтей с высоким содержанием асфальто-смолистых соединений и ароматических углеводородов технология иолучения битумов Должна включать в себя процесс окисления, способствующий образованию дополнительных количеств асфальтенов (за счет перехода части аро-матики в смолы и смол в асфальтены). Впрочем, если исходная нефть характеризуется не только высоким содержащем общего количества асфальтенов и смол, но и достаточной величиной А/С, то для получения дорожных битумов достаточна вакуумная перегонка. В случае использования нефтей с низким содержанием асфальто-смолистых веществ и ароматических углеводородов следует избегать процесса окисления, поскольку он, наряду с увеличением количества асфальтенов, приводит к уменьшению ароматики в битуме, которой, в конечном счете,, оказывается недостаточно. Технология получения битумов на основе таких нефтей должна включать в оебя процессы деасфальтизации гудронов (с целью концентрирования асфальтенов), экстракции ароматических углеводородов и компаундирования асфальтенов и экстрактов. Целесообразно также увеличивать отбор вакуумного газойля в процессе подготовки гудрона, чт приводит к относительному уменьшению доли парафино-на теновых углеводородов в гудроне. [c.55]

    Ко второй группе относятся высоконарафинистые нефти (9—16% парафина). По сравнению с нефтями первой группы, за исключением нефтей месторождений Окарем и Камышлджа, они имеют меньшие плотность (0,82—0,87) и коксуемость (0,4—2,4%) и низкое содержание силикагелевых смол (5—10%). Во фракции н. к —200°С в больших количествах содержатся парафиновые углеводороды, на долю нафтеновых приходится 30—36%. [c.95]

    В данной статье изложены результаты исследований группового -Химического состава и характера углеводородов высококипящих фракций мангышлакской нефти (узеньская и жетыбайская). Мангыш-лакская нефть характеризуется низким содержанием серы (0,20— ),25%) и асфальтенов (0,20—0,30%), относительно высоким содержанием силикагелевых смол (17,49 и 11,0%) и высоким содержанием твердых парафинов (15,8 и 20,1%). В масляных дистиллятах содержится 28,5—35,7"о твердых парафинов. [c.7]

    Основными растворителями, поступающими в продажу, являются нитробензол, фенол, хлорекс, фурфурол и двуокись серы. Все они выбраны главным образом из-за их небольшой стоимости. Нитробензол обладает самой высокой растворяющей способностью, и его смеси с большинством нефтей имеют такую низколежгщую кривую, что он применяется только для разделения высококипящих или относительно высококипящих нефтей. При пользовании нитробензолом обычно требуется охлаждение. Фенол в основном используется с пропаном в качестве сорастворителя. Хлорекс и фурфурол обладают некоторой неустойчивостью — первый к воде и нагрева нию, второй к воздуху. Фурфурол и двуокись серы имеют такую низкую растворяющую способность по отношению к смазочным маслам, что их используют в основном для легких масел и дизельного и реактивного топлив. С другой стороны, двуокись серы смешивается с большинством легких углеводородов н поэтому может быть использована для концентрирования бензола и толуола либо только с применением поглотительного масла — высокопарафинирован-ной нефти, задерживающей низшие парафины, либо разбавлением двуокиси серы раствори елями типа этиленгликоля или формамида [211], обладающих значительно меньшей растворяющей способностью. [c.40]

    Нефти Мичигана относятся к нефтям парафино-промежуточного типа, так как их более легкие фракции состоят из парафиновых углеводородов, а более тяжелые фракции нз нафтеновых [16]. Нелетучий остаток содержит много асфальтовых веществ н не пригоден для производства бензиновые фракции (около 25, %) состоят преимущественно из парафиновых углеводородов анализ показывает, что содер канис парафинов в этих фракциях превышает 85%. Как правило, эти углеводороды обладают нормальной структурой, в результате чего бензины имеют очень низкое октановое число, в некоторых случаях близкое к нулю. Добыча мичиганской нефти составляет 1 % от добычи США и 0,5% мировой добычи. [c.54]

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

    Бензиновые фракции разных нефтей отличаются по содержанию нормальных и иэопарафинов, пяти- и шестичленных нафтенов, а также ароматических углеводородов. Однако, распределение углеводородов в каждой из этих групп в достаточной мере постоянно. Среди парафинов преобладают углеводороды нормального строения нафтены представлены гомологами циклопентана и циклогексана. Такой состав, при содержании парафинов 50-70 % мае. и 5-15 % мае. ароматических углеводородов в бензинах, обуславливает их низкую детонационную стойкость. Октановые числа бензиновых фракций, подвергаемых каталитическому риформингу, обычно не превышает 50-55 МОЧ. [c.2]

    В бензиновых фракциях нефтей IV горизонта мало ароматических углеводородов (5—7%) они состоят в основном из нафтеновых (27—76%) и изопарафи-новых углеводородов (17—68% ). В аналогичных фракциях нефтей V и VI горизонтов наблюдается увеличение содержания ароматических и парафиновых углеводородов, в том числе и нормальных парафинов, Дистиллятные 50-градусные фракции, отбираемые в интервале 200—500 °С, для нефтей IV, V и VI горизонтов характеризуются высоким содержанием ароматических углеводородов, составляющим соответственно 19—48, 19—40 и 20—49%. Во фракциях 200—350 °С увеличивается содержание парафиновых углеводородов за счет уменьшения количества нафтеновых. Фракции нефти IV горизонта отличаются низкой температурой застывания (—60 °С для дистиллята 300—350 °С). Температуры застывания фракций в тех же пределах нефтей V и V горизонтов —18 и —38 "С. Температура застывания дистиллята 450—500 °С соответственно —7, 28 и 34 °С. Бензиновая фракция иефти IV горизонта, выкипающая в интервале 28 —180 °С, имеет октановое число в чистом виде 72, а для тех же фрак- [c.340]

    Сырье для каталитического крекинга из всех украинских нефтей содержит мало серы, коксуемость н зольность его низкая, В этих фракциях из высокоиа-рафинистых долинской, битковской, новогригорьевской, прилукской, рыбальской нефтей преобладают парафино-нафтеновые углеводороды, содержание которых достигает 68%) и более для других нефтей эта величиг1а равна 55 — 60%. Содержание смолистых вен ,еств в этих фракциях невелико и составляет от 1 до 4%. По своим свойствам и химическому составу фракции 350—500 С из украинских нефтей являются благоприятным сырьем для каталитического крекинга. [c.429]

    Так как высокомолекулярные углеводороды образуют комплексы при П01вышенных температурах, а для вовлечения в комплекс углеводородов меньшей молекулярной массы процесс ведут при комнатной и даже более низких температурах, появляется возможность селективного извлечения, компле1Ксообразующих компонентов из нефтяного сырья. С помощью кристаллического карбамида при понижении температуры от 55 до 20 °С с использованием в качестве активатора хлористого метилена [70] было проведено фракциониравание парафино-нафтеновых углеводородов, выделенных из сырой долинской нефти смесью карбамида и тиокарбамида (табл. 36). Выделенные (фракции, как следует из приведенных данных, отличаются по составу и структуре углеводородов. Методом газо-жидкостной хроматографии совместно с ИК-спектроскопией установлен качественный и количественный состав выделенных углеводородов показано, что с понижением темпер-атуры обработки уменьшаются молекулярная масса и температура плавления комплексообразующих углеводородов. Дан- [c.231]

    Бензиновые фракции разных нефтей отличаются по содержанию нормальных и разветвленных парафинов, пяти- и шестичленных нафтенов, а также ароматических углеводородов. Однако распределение углеводородов в каждой из этих групп в достаточной мере постоянно (1—31. За исключением бензинов нафтеновых нефтей, производство которых весьма ограниченно, среди парафинов значительно преобладают углеводороды нормального строения и мономе-тилзамещенные структуры. Относительное содержание более разветвленных изопарафинов невелико. Нафтены представлены преимущественно гомологами циклопентана и циклогексана с одной или несколькими замещающими алкильными группами. Такой состав, при содержании ЗО—70% парафинов и 5—15% ароматических углеводородов в бензинах, Ьбуслоапивает их низкую детонационную стойкость (табл. 1.1). Октановые числа бензиновых фракций, подвергаемых каталитическому риформингу, обычно не превышают 50. [c.5]

    С учетом особенностей состава и распределения органических отложений в скважинах разработаны и испытаны на промыслах высокоэффективные технологии их удаления с использованием химических реагентов в сочетании с те-пл ом. Показано, что в зависимости от состава отложений следует использовать композиции реагентов с различным соотношением парафиновых углеводородов и раствор ителей-диспергаторов асфальтенов. Теплоносители рекомендуется закачивать при повышении содержания высокомолекулярных парафинов в составе отложений определенной величины. При высоком содержании парафинов необходимо подофевать лишь верхнюю часть отложений на поверхности колонны труб, а при более низком - и средний интервал АСПО п>тем снижения динамического уровня жидкости в скважине. В случае отложений органических веществ в призабойной зоне скважин рекомендованы технологии с закачкой химических реагентов в определенные интервалы перфорации с тем, чтобы обеспечить удаление АСПО путем продолжительного выноса их потоком жидкости из пласта. Испытания показали, что при внедрении предлагаемых технологий межочистной период на скважинах при добыче девонских нефтей увеличивается от 40 до 75 %. [c.185]

    Дегидрирование парафинов Q—Са не применяется для производства соответствующих олефинов, получаемых в настоящее время олигомеризацией олефинов Ся—Q в мягких условиях (например, процесс Димерсол , разработанный Французским институтом нефти, — см. гл. 10). Ароматизация парафинов Q— g является одной из важнейших реакций процесса каталитического риформинга (см. гл. 5). Дегидроциклизация индивидуальных парафинов (гексана в бензол и гептана в толуол) интенсивно изучалась с целью разработки технологического процесса (Казанский, Дорогочинский — в СССР, Арчибальд и Гринсфельдер — в США) в присутствии промотированного алюмо-хромового катализатора. При 550 °С выход бензола и толуола составлял 60—70% при использовании в качестве сырья индивидуальных углеводородов чистоты 98—99%. Разработан вариант процесса в подвижном слое катализатора, что позволило обеспечить непрерывность рабочего цикла и подвод теплоты, необходимой для компенсации эндотермического теплового эффекта дегидроциклизации (см. табл. 2.1). Однако перспективы его внедрения в настоящее время неопределенны и, вероятно, будут обусловлены экономической эффективностью по сравнению с современными модификациями риформинга жесткого режима [платформинг низкого давления в подвижном слое катализатора, разработан фирмой Universal Oil Produ ts—UOP (США) — см. гл. 5]. Наибольшую роль дегидроциклизация парафинов Q—Се играет в процессе Аромайзинг , разработанном Французским институтом нес и. По рекламным данным, процесс осуществляется в подвижном слое полиметаллического алюмо-платинового катализатора при давлении Доля реакции дегидроциклизации парафинов в образовании ароматических углеводородов превышает 50% (см. гл. 5). [c.59]

    Парафино-нафтеновые углеводороды, полученные при ад-сорбциопиом разделении па силикагеле (марка АСК), отличаются высоким числом симметрии (порядка 150) и низким значением интерцепта рефракции Г (1,0327—1,0388), что характеризует присутствие значительного количества би- и нолицг[к-лических нафтеновых углеводородов. Аналогичные углеводороды, выделенные нз соответствующих фракций туймазинской нефти, так же как и из других исследуемых в этом отношении нефтей, имеют число симметрии, не превышающее 63, и интерцепт рефракции выше 1,0415, что характеризует присутствие наряду с нафтеновыми углеводородами значительного количества парафиновых углеводородов. Парафино-нафтеновые углеводороды, выделенные из фракций валенской нефти, отличаются тем- [c.617]

    Битумы из караарнинской нефти, отличающиеся значительно более низким отношением А/С при высоком содержании ароматических углеводородов, обладающих высокой растворяющей способностью по отношению к асфальтевам и смолам, характеризуются наиболее низкими значениями показателей тепло- и морозостойкости, битумы из каражанбасской нефти, обладающие примерно таким же отношением А/С, как и битумы караарнинской нефти, но содержащие меньше ароматических и больше парафино-нафтеновых углеводородов, занимают по указанным показателям промежуточное положение. [c.7]

    Гидрокрекинг — одно- или двухступенчатый каталитический процесс (на неподвижном или движущемся слое катализатора), протекающий в среде водорода при его расходе от 1 до 5% (масс.), при температурах до 430°С на первой ступени и до 480 °С — на второй, объемной скорости подачи сырья до 1,5 ч , давлении до 32 МПа и циркуляции водородсодержащего газа 500—2000 м /м сырья. Процесс сопровождается частичным расщеплением высокомолекулярных комнонентов сырья и образованием углеводородов, на основе которых в зависимости от условий процесса и вида сырья можно получать широкую гамму продуктов от сжиженных газов до масел и нефтяных остатков с низким содержанием серы. В качестве сырья используют бензиновые фракции (для получения сжиженного газа), керосино-дизельные фракции и вакуумные дистилляты (для получения бензина, реактивного й дизельного топлив) остаточные продукты переработки нефти (для получения бензина, реактивного и дизельного топлив) гачи и парафины (для получения высокоиндексных масел) высокосернистые нефти, сернистые и высокосернистые мазуты, полугудроны и гудроны (для получения дистиллятных продуктов или котельного топлива с низким содержанием серы). [c.207]

    Одни и те же растворители, из которых состоит дисперсионная среда нефтей и нефтепродуктов, могут по-разному влиять на поведение ассоциатов (парафинов, асфальтенов и др.) в нефтяно11 системе. Парафин, в отличие от асфальтенов, хорошо растворяется в парафиновых углеводородах, которые являются неполярными растворителями. Твердые парафины лучше растворяются п высокомолекулярной части неполярных растворителей, чем в некоторых легких углеводородах, особенно при низких температурах. Относительно легко парафин растворяется в полярных расгоорн-телях, не содержащихся в нефтях (в эфире, метилэтилкетоне, дихлорэтане, сернистом ангидриде и др.). [c.32]

chem21.info