Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Потенциальное содержание фракций в нефти


Потенциальное содержание фракций в нефти

    Потенциальное содержание фракций в нефтях б. СССР, % [c.88]     Потенциальное содержание фракций в нефти [c.336]

    Проверка формулы для товарных нефтей восточных районов показала, что расчетные данные от потенциального содержания фракций в нефти не отличаются более, чем на 1—1,5%. Установлены некоторые общие закономерности, характерные для нефтей этого региона (рис. 12, 13)  [c.22]

    Потенциальное содержание фракций в нефтях (вес. %) [13] Таблица 3 [c.11]

    Потенциальное содержание фракций в нефтях [c.18]

    Потенциальное содержание фракций в нефтях, %(по массе  [c.8]

    Данные, приведенные в табл. 73, получены в основном при переработке ромашкинской сернистой нефти из восточных районов СССР. Для ориентировочных расчетов заводских схем переработки других нефтей на рис. 85 показана примерная зависимость потенциального содержания фракций в нефтях от количества в них серы [21]. На рис. 86 приводятся данные о расходе водорода на нефтеперерабатывающем заводе в зависимости от содержания серы в нефти и от схемы ее переработки [21]. [c.345]

    Графическая карактеристика нефтей. Определение потенциального содержания фракций в нефти. [c.353]

    Занятие второе. Атмосферно-вакуумная перегонка нефти в аппарате АРН-2 с получением фракций бензина, реактивного топлива и- дизельного топлива. Составление материальног о баланса перегоьдси и определение потенциального содержания фракций в нефти. [c.355]

    Тяжелые нефти Пензенской, Ульяновской и Оренбургской областей исследовались на предмет получения вязких дорожных битумов, отвечающих требованиям ГОСТ 22245-76 при условии минимально возможного отбора легких фракций и последующего окисления остатков [38]. Для определения потенциального содержания фракций в нефтях производилась их разгонка на лабораторных аппаратах ЛАРН и АРН. Фракции до 200°С отбирались при атмосферном давлении и далее осуществлялась вакуумная разгонка. [c.15]

chem21.info

Потенциальное содержание - фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Потенциальное содержание - фракция

Cтраница 1

Потенциальное содержание фракций представлено в тол.  [1]

Для расчета потенциального содержания фракции GS в добываемом газе газ из бомбы PVT в процессе опытов по дифференциальной конденсации пропускают через сепаратор при постоянных условиях сепарации, отбирают пробы стабилизированного конденсата, газа дегазации и отсепарированного газа. Затем расчет ведут по общепринятой методике.  [3]

Исследование нефти из скважины 550 Потенциальное содержание фракций, % вес.  [4]

Исследование нефти из скважины 16 Потенциальное содержание фракций, % вес.  [5]

Для построения прогнозной кривой, характеризующей изменение потенциального содержания фракции GS в пластоврм газе, существуют два метода: расчетный и экспериментальный.  [7]

В книге представлены данные по физико-химическим свойствам нефтей, потенциальному содержанию фракций, выходам и свойствам различных дистиллятов, нефтепродуктов или их компонентов ( бензинов-растворителей, автомобильных бензинов, керосинов, дизельных топлив, дистиллятных и остаточных масел, парафина) и остатков при различной глубине отбора фракций.  [8]

В основу классификации нефтей входят: содержание серы в нефтях и нефтепродуктах; потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 С; потенциальное содержание и качество базовых масел; содержание парафина в нефти и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или без нее.  [9]

Таким образом, для того чтобы по кривой разгонки нефти по ИТК определить потенциальное содержание фракций, удовлетворяющих требованию к фракционному составу по ГОСТ, все точки кривой разгонки по ГОСТ 2177 - 99 необходимо пересчитать на температуры по ИТК.  [10]

На рис. 2.2 показана зависимость выхода суммы прямогон-ных светлых нефтепродуктов по отношению к потенциальному содержанию фракций 28 - 350 С [ 51 4 % ( масс.) на нефть - ноль на оси ординат ] от отбора топлива ТС-1 ( фракция 115 - 230 С с температурой начала кристаллизации минус 60 С) и изменения требований к качеству дизельного топлива. Для оценки эффективности предлагаемых вариантов оптимизации качества дизельного топлива выполнены технико-экономические расчеты, в которых уменьшение выработки прямогонного дизельного топлива по ГОСТ 305 - 82 за счет большего отбора реактивного топлива компенсировалось производством дизельного топлива за счет внедрения процесса гидрокрекинга.  [11]

Выход фракции, выраженный в процентах по отношению к взятой нефти, называют потенциальным содержанием фракции, или, короче, потенциалом.  [13]

На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию, и оно обусловливается потенциальным содержанием таковых фракций в перерабатываемой нефти. На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное соотношение ДТ: Б регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизельных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Способ определения потенциального содержания масляных фракций в нефти

 

О П И С А Н И Е пп 563630

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советскнх

Социалистических

Республик (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 25.07.75 (21) 2164360/04 с присоединением заявки № (23) Приоритет

Опубликовано 30.06.77. Бюллетень № 24

Дата опубликования описания 04.08.77 (51) М. Кл.- "С 01N 33/28

С 10G 34/00

Государственный комитет

Совета Министров СССР ло делам изобретений и открытий (53) УДК 665.1.036 (088.8) (72) Авторы изобретения

1, ь1:

Р. Ш. Кулиев, Ф. И. Самедова и Ф. P. Ширинов 1 "- )4,:.

Ордена Трудового Красного Знамени институт нефтехимических процессов им. академика Ю. Г. Мамедалиева (71) Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО

СОДЕРЖАНИЯ МАСЛЯНЪ|Х ФРАКЦИИ В НЕФТИ

Изобретение относится к методам опредеЛения потенциального содержания нефтепродуктов в нефти.

Для рациональной переработки нефтей по масляному варианту необходимо знать потенциальное содержание масел в нефтях.

Известны методы определения потенциального содержания масляных фракций, заключающиеся в том, что нефть после обезвоживания подвергают атмосферно-вакуумной перегонке с целью получения масляных фракций, которые последовательно подвергают селективной очистке, депарафинизации и доочистке (1, 2).

При определении содержания остаточного масла требуется предварительная деасфальтизация остатка перед очисткой.

Недостатками известных методов являются многостадийность, трудоемкость и длительность определений.

Известен также способ, согласно которому нефть подвергают атмосферно-вакуумной перегонке и отбирают дистиллятные фракции, выкипающие в пределах 300 — 350, 350 — 400, 400 — 450, 450 — 480/500 С или 350 — 420, 420—

480/500 С, и остаток.

Затем для определения потенциального содержания остаточного масла в нефти проводят деасфальтизацию остатка, депарафинизадию дистиллятных масляных фракций и деасфальтированного остатка и разделение депарафинированных продуктов на отдельные группы углеводородов применением хроматографического метода анализа (3).

Для получения базовых масел и определения их потенциального содержания в нефти проводят компаундирование отдельных групп углеводородов с целью получения искусственных смесей, соответствующих по физико-хи10 мическпм показателям дистиллятным и остаточному маслам. Этот метод характеризуется также многостадийностью, длительностью определения, сложностью аппаратурного оформления, большим расходом и разнообразием

15 реагентов.

Цель предлагаемого изобретения †устранение недостатков известного метода, т. е. ускорение и упрощение метода определения потенциального содержания масел в нефти.

Для достижения поставленной цели в настоящем изобретении в способе определения потенциального содержания масляных фракций в нефти путем атмосферно-вакуумной пе25 регонкп нефти с последующими выделением дпстиллятных фракций и остаточного масла и обработкой пх с применением депарафинизации, предлагается нефть предварительно разбавлять бензином, содержащим 0,5 вес. %

30 ароматических углеводородов, до вязкости

563630

0,5 — 0,8 сст при 20 С и подвергать очистке алюмосилпкатным адсорбентом.

Для проведения исследований в реакционную емкость загру?кают обезвоженную нефть, разбавляют бензиновой фракцией, выкипающей в пределах 80 — 130 С, в соотношении

1: 6 — 10, обеспечивающем вязкость 0,5—

0,8 сст при 20 С. Бензиновая фракция содер?KHT 5% ароматических углеводородов или характеризуется пх полным отсутствием.

Затем разбавленную нефть с вязкостью 0,5—

0,8 сст при 20 С контактируют в течение 30—

60 мин при комнатной температуре с пылевидным или микросферическим алюмосиликатным адсорбентом, взятым в соотношении

1: 6 — 10.

Использование этого адсорбента позволяет обеспечить при контактировании большую поверхность контакта.

Бензин с содержанием аромагики не более

5% применяется для наибольшего сохранения ароматических углеводородов в очищенных масляных фракциях.

По истечении времени контактирования содержимое реакционной емкости фильтруют под вакуумом (400 мм). Отработанный адсорбент промывают бензином в соотношении

1: 1.

Полученный фильтрат-раствор очищенной нефти (в бензине) перегоняют для отбора масляных фракций, выкппающих при заданных температурных пределах.

Дистиллятные масляные фракции и остаток, полученные пз очищенной нефти, подвергаются депарафинизацпи в растворе смеси селективных растворителей.

Сумма выходов д| cTèëëÿòíûõ и остаточного депарафинированных масел составляет потенциальное содержание их в нефти.

Пример 1. Взято 1000 г высокопарафинистой, высокосмоли стой нефти Сангачалы-море, 7000 г алюмосиликатного адсорбента и 7000 r бензина, содер?кащего 5% ароматических углеводородов. В результате очистки разбавленной нефти с вязкостью 0,77 сст при 20 С в течение 30 мин, фильтрации суспензии и атмосферно-вакуумной перегонки раствора очищенной нефти получено 488 г масляной фракции, выкипающей выше 350 С, состоящей из фракции:

Т, С Вес, г

350 †4 196

420 †5 171

500 122

После депарафинизации этих фракций получено масел, выкипающих при температуре:

Т, С Вес, r

350 — 420 156 (15,6% )

420 — 500 149 (14 9% )

Выше 500 91 (9,1%)

Всего получено 39,6% масел, считая на нефть.

П р им е р 2. Взято 1000 г малопарафинитой, смолистой нефти месторождения Нефтяные Камни, бензина (растворителя) 7000 r u адсорбента 7000 г.

После контактпрования указанной смеси с вязкост?но 0,7 сст при 20 С в течение 30 мин

5 фильтрации суспензии и атмосферно-вакуумной перегонки раствора очищенной нефти Iloлу lvно 347 г масляной фракции, выкипающей выше 350 C, состоящей из рракции:

Т, С Вес, r

10 350 — 420 96 (9 6% )

420 — 500 177 (17 7% )

Выше 500 74 (7,4%)

После депарафинизации масляных фракций получено масел, выкипающих при темпера15 туре:

Т, С Вес, г

350 — 420 90 (9 6% )

420 — 500 165 (16 5% )

500 59 (59%)

20 Всего получено 31,4% масел, считая на нефть.

Пример 3. Взято 1000 г высокосмолистой

lI парафннистой смеси Туркменских нефтей, бензина 7000 г и адсорбента 7000 г.

25 После контактирования указанной смеси в течение 30 — 40 мин, фильтрации суспензии и атмосферно-вакуумной перегонки раствора очищенной нефти получено 330 r масляной фракции, выкипающей вышс 350 С, состоящей

30 из фракций;

Т, С Вес, г

350 — 420 83 (8 3%)

420 — 480 137 7 (13 77% )

Выше 480 109 3 (10 93% )

35 11осле дснарафинизации полученных масляных фракций выход готовых масел составил соотвстствснно 4,5; 10,8 и 7,7%. Всего получено 23,02% масел, считая на нефть.

Пример 4. Взято 1000 г высокопарафини40 стой Мангышлакской нефти. Р азбавленная нефть имела вязкость 0,68 сст при 20 С, После очистки в условиях приведенных выше и депарафинизации масляных фракций, выкипающих в пределах 350 — 420, 420 — 480 С, и остатка, выкипающего выше 480 С, получено соответственно 4,7; 5,5 и 10,3% масел.

Всего получено 20,5% масел, считая на нефть.

Пример 5. Взято 1000 г высокопарафини50 стой, высокосмолистой нефти Сангачалы-море, 6000 г бензина-растворителя, 7000 г алюмосиликатного адсорбента. После контактирования указанной смеси с вязкостью 0,86 сст при 20 С в течение 30 мин при комнатной тем55 пературе, фильтрации суспензии, атмосферновакуумной перегонки очищенной нефти и депарафинизации масляных фракций были получены масла, выкипающие в пределах;

Т, С Вес, г

60 350 — 420 168 (16 8% )

420 — 500 162 (16,2% )

Выше 500 121 (121%)

П ример 6. Взято 1000 г высокопарафинистой и высокосмолистой нефти Сангачалыморс, 10000 r бензина-растворителя, 7000 r

563630 алюмосиликатного адсорбента. После контактирования указанной смеси с вязкостью

0,52 сст при 20 С в течение 30 мин прп комнатной температуре, фильтрации суспензпи, атмосферно-вакуумной перегонки раствора очищенной нефти и депарафинизации масляных фракций получены масла, выкипающие в пределах:

Т, С Вес, г

350 — 420 155 (15 5 ото )

420 — 500 149 (14 9о/о )

Выше 500 90 (9 Оо/о)

Пример 7. Взято 1000 г высокопарафинистой, высокосмолистой нефти Сангачалыморе, 7000 r бензина с полным отсутствием ароматических углеводородов, 7000 г алюмосиликатного адсорбента. После контактирования взятой смеси с вязкостью 0,76 сст при

20 С в течение 30 мин при комнатной температуре, фильтрации суспензии, атмосферновакуумной перегонки раствора очищенной нефти и депарафинизации полученных масляных фракций получены масла, выкнпающие в пределах:

Т, С Вес, r

350 — 420 154 (15,4 о/о )

420 — 500 148 (14,8% )

Выше 500 91 (9,1 /о)

П р и м ер 8. Взято 1000 r высокопарафинистой и высокосмолистой нефти Сангачалыморе, 7000 г бензина, содержащего 3 /, ароматических углеводородов, 7000 r алюмосиликатного адсорбента. В результате контактнрования указанной смеси с вязкостью 0,76 сст при 20 С в течение 30 мин при комнатной температуре, фильтрации суспензии, атмосферновакуумной перегонки очищенной нефти и депарафинизации полученных масляных фракций получены масла, выкипающие в пределах:

Т, С Вес, г

350 — 420 157 (15,7 о/о )

420 — 500 150 (15 О /о )

Выше 500 91 (9 1о/о)

Пример 9. Взято 1000 г высокопарафинистой, высокосмолистой нефти Сангачалыморе, 7000 г бензина, содержащего 7о/о ароматических углеводородов, 8000 г алюмосилнкатного адсороента. В результате контактирования разбавленной нефти с вязкостью 0,77 сст при 20 С в течение 30 мин при комнатной температуре, фильтрации суспензии, атмосферновакуумной перегонки раствора очищенной нефти и депарафинизации масляных фракций голучены масла, выкипающие в пределах:

Т, С Вес, г

350 — 420 156 (15 6 о/о )

420 — 500 148 (14,8 о/о )

Выше 500 90 (9,0о/о)

Пример 10. Взято 1000 г высокопарафинистой, высокосмолистой нефти Сангачалыморе, 7000 г бензина-растворителя, 6000 г алюмосиликатного адсорбента. После контактирования указанной смеси с вязкостью

0,76 сст при 20 С в течение 30 мин при ком350 — 420 152 (15 2 о/о )

420 — 500 140 (14,0о/о)

Выше 500 85 (85о/о)

Пример 12. Взято 1000 г высокопарафи25 нпстой и высокосмо",1ñòoé нефти Сангачалыморе. 7000 г бензина-растворителя, 7000 г мтткростттертт теского алюмоспл катного адсорбента. После очистки выказанной смеси с вязкостью 0,76 сст прп 20 С в течение 30 мин при

30 комнатной температуре, фильтрации суспензии, атмосферно-B.":êóóìíoé перегонки раствора очинен;той нефти и депарафпнпзации полученных масляных фракций получены масла, птткттпа1ощие в ттределах, 35 Т, С Вес г

350 — 420 155 (15,5 о/о )

420 — 500 150 (15,0 ото )

Выше 500 90.8 (9,08 o)

П р» м е р 13. Взято 1000 г высокопарафи40 нпстой, высокосхтолистой нефти Сангачалыморе, 7000 г бензина-растворителя. 7000 r адсорбента. Смест с вязкостью 0,76 сст при

20 С котттактт ровалась в течение 20 мпн при комнатной тем 1;епатуре. После фильтрации

45 суспензпп, атмосфспно-вакуумной перегонки раствора очшценной нефти и депарафннпзацпи масляных фракций получены масла, выкппающпе в ппеделах:

Т 0С

50 350 †4

420 †5

Вьпце 500

Вес, г

164 (16,4о/ )

168 (16 8о/о )

134 (13,40/о) П p ....1е р 14. Взято 1000 r высокопарафи55 нттстой, вьтсокосмолпстой нефти Сангачалы»опе, 7000 г бензина-растворителя, 7000 г адсороснта. Смесь с вязкостью 0,76 сст прн 20 С контактпровалась в течение 60 мнн при комнатттой температуре. После фильтрации сус60 ттензпп, атмосферно-ват;хх мнотт перегонки раствора очищенной нефти и депарафинттзации масляных фракций получены масла, выкипающне в пределах".

Т, С

65 350 — 420

Вес, r

154 (15 4 о ) патной тсмпс1татурс, фильтрации суспензии, ат.,тосферно-вакуумной перегонки раствора очищенной несЬттт и депарафштпзацип масляных фракттшт были получены масла, выкипа5 ютцне в ппеделах:

Т, С Вес, г

350 — 420 160 (16 Оо/о )

420 — 500 154 (15 4 о/о )

Выше 500 110 (11,0o )

10 П р и м ер 11. Взято 1000 r высокопарафинпстой и высокосмолпстой нефти Сангачалыморе, 7000 г бензина, 8000 r Hëþìoñïëèêàòíoro адсорбснта. После контактирования смеси с вязкостьто 0,76 сст прп 20 С в течение 30 мин

15 прп комнатной температуре, фильтрации суспензии, атмосферно-вакуумной перегонки очищенной нефти и депарафпнпзации масляных фрак тт и получены масла, выкппающие в пределах:

20 Т С Вес г

563630

0 С« х

О Ф

С С0

Х Сч» ,0 O х о С1 с- а

О W CD

t ОО

СОУС " Й» ьсчь о оьь

LQ 1О 1О

» х

О С« ъ х (»

cd cd ах О > о х»-.

5. о

О (х

CO GO LQ

СЧ10 х

v о О х х х х

» Сл»

LQ (О»»

Сл Сл СО

СО O сл ь. счс с

LQ 00 GO

СО

С сО О

С CD LO

1О СО

СЧ ь

С » 1л

СЧ

c cO

СО» «D

СЧ о

С ь

v

«1.0"

v

О х

CL со

СЧ О

СО LQ

»ьс

СЧ» СО

СЧ

«» О1

COL О1

LQ «D

СЧ СО

СЧ

СЧ

»» СО GO

»» 1О СЧ

СЧ о ь

25

° 0 и

Оо

СЧ »

0 о

«» 1О сОь О со о

СО O: О: соо

СО О1 СО с«О O

CO О1

CO 00 Ь о ос

1Q cOл сО

Ь1О -» ьоCD CD CD ссо

СО»0 со 30

COO:

О1 CD Ь

c о О.0 F»

О »

1СФ 0 х о со х ь

С 1О О

Ol C» 1л

1О CO CO

1О СЧ СО

Lot CO

С- Сл О

11» СО О>

1О О1

CD C 1О сз

-0 х хх

«1

Р« ах х

Е ха .Я оо

e LQ cO

СЧО

IR

1л СЧ Л

СО ."0

СЧ С

--С 1л О

IR

ЯЯЛ

С»»»

СЧ О » Я

1 о с>

1Q 1

СО т»

СЧ O с» и0 Ь

CO » с ь

Ы

= o O х

О х

„х 2 О

Ю

0 ах х

o a х М

L«Cl а

О» В

c- o»c

Cl C-O

° 0

С1

Ж с» « :«

О а

1Х л х

С>

«1 х

55

О е»

CLl х х х о х

Й х с0 а

О

И .0

cd

Р

ccl

cd х

И

60

С1

0 х

С«

»» в

cLc х

Й

И х а о

_#_

»»

1Х 1О

Ф I

Ф

U х .0 х Фх

0 Ф з х ф х

О ct хо

Ф

Ф Я

CJ « фо

3 g фФ

Ф ф

С» ф

Ф ф ф Ф а х

Ф о с0 Х х

Ф о х о

Ж

Ф х х

g о» о о х

° 0 ф х

:т х

Ф о

420 — 500 148 (14,8% )

Выше 500 90 (9,0%)

Потенциальное содержание и основные качества масел, полученных из нефтей Сангачалы-море и Нефтяные Камни по предлагаемому способу и по ГОСТ 11244-65 представлены в табл. 1.

В табл. 2 показано влияние эффекта разбавления нефти на качества полученных масел. Как видно из данных табл. 2, при разбавлении нефти 600% бензина до вязкости вышс 0,8 сст при 20 С очистка идет менее эффективно. Хотя при этом выход масел получается несколько больше, но полученные масла имеют повышенное значение плотности, вязкости, низкое значение индекса вязкости и плохой цвет, чем аналогичные масла, полученные при разбавлении нефти более высоким соотношением бензина.

Из данных табл. 2 также видно, что увеличение количества бензина, взятого для разбавления до 700%, приводит к резкому улучшснию качества полученных масел. Дальнейшее повышение количества растворителя с

800 до 1000% почти не влияет на качества полученных масел. Но при этом увеличивается общее время опыта, в основном за счет атмосферно-вакуумной перегонки.

В табл. 3 приведены влияния количества ароматических углеводородов в бензине на выход и качества полученных масел.

Как видно из данных табл. 3, увеличение ко IH÷ññòâà ароматических углеводородов в бензине до 5% почти не влияет на выход и качества масел. Использование бензина с отсутствием ароматических углеводородов нецелесообразно, так как требуется специальная деароматпзация его.

Из данных табл. 3 также видно, что увеличение количества ароматических углеводородов в бензине до 7% приводит к повышению количества адсорбента до 800%.

В табл. 4 показано влияние количества адсорбента на выход и качества полученных масел.

Yàê видно из приведенных данных, применение 600% адсорбента приводит к недоочистке полученных масел. Поэтому очистку разбавленных нефтей проводят адсорбентом, взятым в соотношении 1: 7.

Очистка нефти в примерах 1 — 5 произведена пылевидным адсорбентом в оптимально найденных условиях разбавления (700% ) и количествах адсорбента (700% ). В табл. 4 показано также качество масел, полученных очисткой нефти микросферическим алюмосиликатным адсорбентом.

Как видно из данных таблицы, выход и качество масел, полученных очисткой нефти пылевидным и микросферическим алюмосиликатным адсорбентом, аналогичны.

В табл. 5 приведены качества масел, полученных при разном времени контактирования нефти с адсорбентом.

563630

10 х

D.

CC

1

1 с»

° »

C х

С» р х

Сс

+ !

11 о к й

+ «--+ о! 1х

С 00 О х

СС с

Cc I c4

СС

v с

С 1 СО 00. Со t .1

О сс

О

О с

С.1 о х

М

Сс г.

О

Са» й

01

ы

С1

v х

О о .Э

1 со

00 00

С Э С 0 С

t ° D

С С1

СЧ

CO. О

С С1 С . с

С СЧ

С1

Сс сс

СО СЧ СЧ

00 . Ч с-. с с СЧ

СЧ с с " 00 CO

t co С 1

СЧ

О

О

С»»» о

О и.> х

f

О д v

О о х

Я

01 С О

РОО1 О

t- C CD .» С 1

СЧ

»f CO

CO О CD с со

-- »С СЧ

СЧ

\ОСЧт;

С» О1 СО со (СЧ

СЧ

c c co

С CO 00

t CD сч

СЧ

О1 СЧ

СЧ»» C l

ВО1С0 сс с\

СЧ

СО С

Со С С

СО»

00 О1 О1 с co c

00» ..

CO =

GO CD CD

С О1

СЧОО1

CO С7)

CO Cf 00

ООО х

Ф с

Ф

СС

Ф

С1, о х д

Е=

О О

1 х ° о

1С 01

- О

С .0"

v о х

f о с

- ЯО )

СЭООЭ

CO О

GO C». CD

ОО С с с з сч

С0СС

Со С

GO ОЪ О1 с ос

CO СО СЧ

С 1 О О

CO О с со о1 оъ

ccc

СЧ сс CO

О1 со О

GO C С0

CO С,: CD с со со

00 О С

00 О-СО Cb Cf

co c 0 С

Д 0

Ю о с, f С1

o z

СС о х

Х =

Д О

СО с.1 сс

Х

О U

z сдс х д«с

СС

c= v»

О а

О а

СО 00 с Ч

1O»f C .

Оооо

1C " О1

CD C1

cQ 0 О1 со ) GO С 1

СО CD СЧ с

СЧ =

СЧ О

С СО Я

Сс

»С СО

1 1-О

ЯЯЛ

1 .1 СО Я

СО С.1 /3 (, со

Rñ÷/

Сс о со

«CG

О

О

1О а

=- o

v с

М а

Ф о

О

С с

О c+.

И х хх

Г х сс

Оа

Ф .Я

Ф оо

СЧ О СО О

I î

ЯЯЛ

00 с со

СЧ О " СО С о со сч о е оо

IR

ООЛ

CO Q

Оо

С 1 О - оо

IR

RRР.

С 3»С" со

СЧ C

e CO О

IR

RRЛ

Со»1 а

О

И

ы

D» »

О х хо

О, ° °

С1

O О о ао о

10 с

О

О оъ

О х х

v

f Ъ

v а о

»»

CCt

U х

° в

Ф х

3 х

Cl, L

of х ж

° е

Ф х

tO

Ф

Cl и

L х х а5

Ф й( о о о х

CO х о х

Ф о х х х х

Ф

Ц

Ф й. ( а х о х

С1 х х

Ф х х х

Of

Of

С>

C7I а о р х дс. сс О х

О ОО,С

o z

v + CО CO Q

Сс х

CC о

С0

CC а

СЧ О. СО СЧ СО t CO t 00 СЧ t» t Co CO CO

СО сл С СО - С

tC х

Ф

М а

Ф й. ( о

С1 о о х

Щ х х

Ф

f» о х

1 СО СО СЧ Сл С С.1 СО ; с "t с .-t cDСОt» 00 С- С О1 -- CD CO C

LO с1 C. 10 f O С 1 сО "С CC СО»С О1

563630

L !

» со

+»+ сл

-!

» схл т CD

+ I т

v о

Х с«

М

СОСЧ DICDC mGOGO - Г-СО

«Л Сл С» СО Ол С СО

О Х о

«о

5 сС

»

CI х

С« сс«

CC

Ы оО » сл

» СЧ сО с с.

- сс сч

СЧ

СЧ- СО сч о«

С » CD

«» О СЧ

СЧ

С1 СЧ о сч с о

С1 CQ CQ

СЧ со» «о с

СЧ

СЧ

О со

СО СО со

1 СЧ

СЧ с о

СЧ СО

GO СО Сч тс сО

СЧ

С вЂ”. СО .Г С«CO

t CD

СЧ сч с о" с

С С СО о« о«о сз

СО О «О« о IQС сО С О

GO О со о«o) соо со

« о« с

СО СО сч о««. Р

CO С««О

СО CO О« с ос

СЧ СЧ со О О

GO О со o«о« с с о

С СО СО

СО л-. С со О

GO О «O« о о о о (»

v о х

f о

1 о о

Е» о

= coco

CO

« л

«о «о о«

СЧ

CQ " СО

«л О« м.«» о«

» с о

»с оо

«л «л

CD CQ

«» о о сч о с о

ЯЯЛ сО о о сч с «Q о

Я

ЯЯЛ сО о с= сч о

LQ О оо сч о о оо о яоЛ

С Э оо сч о оо о

«с оо CoÎ

IR счо «оо

I IR со/« сО . с со о о с» о о с

«х х х

Ю с о с с « о с

D х

Р

D, х

С« л с«

oU сс

К л о .р, со о о с. со,о хо

« .С

:С О

ä zv (g CC и х х х ,о о х

«х х н

C( о, о х

Е»

V CCI Х

С« х «о о, о о с.«

CC о о х

CC х

«о« о о, о о

> v

2 оС

IC

«х л х

C( х

CCI

О л

«» х

Х

С«

С« о х о»

С« .э. о о о.

Х

Ф х

CC о

А, ж

Ы

Щ

f» х о

М ж х л х

v л v

t оО

«»

Ж о

l о о с« х о

«„х»о

)с v л — v д CCI

М х хО

v o х х.» х л =/

Ы (««

С«

«:с

D, »

Д х о сс х х х ф оох о,С

CD I о о

С« х С«

«о

D» оо о н

«о

O«С 1 С I СО С- СЧ О С«У, «о со

CD C» CI СО О

«О 1 С«««О

563630

Составитель Л. Русанова

Техред Л. Гладкова

Редактор Л. Герасимова

Корректор Л. Брахнина

Заказ 1660/7 Изд. № 594 Тираж 1109 Подписное

ЦНИИПИ Государственного комитета Совета Министров СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д.4/5

Типография, пр. Сапунова, 2

Из данных табл. 5 видно, что снижение времени контактирования до 20 мин ухудшает качества полученных масел, а увеличение времени контактирования выше 30 мин не влияет,на эффект очистки и только удлиняет время опыта.

На основании приведенных примеров 5 — 14 выбраны следующие оптимальные условия:

Количество бензина для разбавления, % 700

Количество ароматических углеводородов в бензине, % 5

Количество алюмосиликатного адсорбента, /о 700

Время контактирования, мин 30

На выбранных оптимальных условиях было определено потенциальное содержание масел в нефтях (примеры 1 — 4).

Таким образом, предлагаемый способ полностью исключает трудоемкие и длительные стадии деасфальтизации и хроматографического разделения масляных фракций и позволяет в течение короткого времени определить потенциальное содержание масел в нефти и характеризовать исследуемые нефти с точки

14 зрения пригодности их для переработки пб масляному варианту.

Формула изобретения

5 Способ определения потенциального содержания масляных фракций в нефти путем атмосферно-вакуумной перегонки нефти с последующими выделением дистиллятных фракций и остаточного масла и обработкой их с

10 применением депарафинизации, отлич а ющи и с я тем, что, с целью упрощения и ускорения определения, нефть предварительно разбавляют бензином, содержащим 0,5 вес. % ароматических углеводородов, до вязкости

15 0,5 — 0,8 сст при 20 С и подвергают очистке алюмосиликатным адсорбентом.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе:

1. Черножуков Н. И. Технология переработ20 ки нефти и газа. М., «Химия», 1967, ч. 3, с. 272 — 273.

2. Черножуков Н. И., Крэйн С. Э. и Лосиков Б. В. Химия минеральных масел, М., «Гостоптехиздат», 1959, с. 189 — 248.

25 3. «Нефтепродукты, методы испытаний», М., Изд. Комитета стандартов, 1972, ГОСТ

11244-65.

       

www.findpatent.ru

Потенциальное содержание - фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Потенциальное содержание - фракция

Cтраница 2

На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию, и оно обусловливается потенциальным содержанием таковых фракций в перерабатываемой нефти.  [16]

На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию, и оно обусловливается потенциальным содержанием таковых фракций в перерабатываемой нефти. На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное соотношение ДТ: Б регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизельных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.  [17]

В справочнике представлены физико-химические характеристики нефтей, их элементарный состав, углеводородный состав газов, растворенных в нефтях, данные о потенциальном содержании фракций н.к. - 450 - 500 С, качестве товарных нефтепродуктов или их компонентов, приведены характеристики дистиллятов, которые могут служить сырьем для каталитического риформинга и каталитического крекинга, и остатков - сырья для деструктивных процессов. В книге содержатся также данные о групповом углеводородном составе фракций н.к. - 450 - 500 С и индивидуальном составе бензиновых фракций.  [18]

В табл. 5.1 приведен образец записи результатов анализа, являющихся исходными для построения кривой НТК нефти, а в табл. 5.2 - данные по потенциальному содержанию фракций в той же нефти, полученные на основе кривой НТК. Многолетний опыт применения аппарата АРН-2 выявил ряд его недостатков, осложняющих пользование стандартом. Так, головка не позволяет контролировать количество орошения, возвращаемое в колонну, а устройство крана Ki затрудняет стабильный отбор фракций и создает дополнительный источник подсоса воздуха при вакуумной ректификации.  [19]

Вторым назначением перегонки нефти на аппарате АРН-2 является, как сказано выше, определение потенциального содержания в ней отдельных нефтепродуктов или фракций. Последнее объясняется необходимостью установить потенциальное содержание фракций, способных быть сырьем для каталитического риформинга, направленного на получение ароматических углеводородов.  [20]

Наиболее полно была исследована нефть угленосного горизонта из скважины № 113 Ульяновского месторождения. В табл. 66 приведено потенциальное содержание фракций по кривой НТК. Бензиновые фракции богаты серой.  [21]

Характеристики нефтей, добываемых на территории СССР, исключительно разнообразны. К основным показателям качества нефти относятся содержание серы, светлых нефтепродуктов ( потенциальное содержание фракций до 350 С), парафина, содержание и качество базовых масел.  [22]

Имеется стандартная классификация нефтей месторождений СССР по качеству не только самих нефтей, но и их смесей. В основу этой классификации кладется содержание серы в нефтях и нефтепродуктах, а также потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 С, содержание и качество базовых масел, парафина и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или без нее. Показатели, входящие в основу классификации, определяются для нефтей, предварительно подготовленных в соответствии с требованиями стандартов на методы их анализов.  [23]

Согласно этой классификации все нефти оцениваются по следующим показателям: 1) содержание серы в нефтях и нефтепродуктах; 2) потенциальное содержание фракций, перегоняющихся до 350 С; 3) потенциальное содержание и качество базовых масел; 4) содержание парафина и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или без нее.  [24]

При оптимизации схем и режимов разделения ректификацией используют различные емпирические правила разделения смеси. Так, в некоторых случаях советуют осуществлять деление исходной смеси 50 на 60 - равный отбор дистиллята и остатка ( эквимолярное деление), отбор дистиллята проводить равным потенциальному содержанию дис-тиллятных фракций в исходной смеси, эквимолярно распределять средаелетучий компонент между дистиллятом и остатком С14 - 17 ] и другие. Применительно к процессам испарения и конденсации такие рекомендации в литературе не приводятся.  [25]

Нефти пашийского горизонта Ромашкинского, Ново-Елхов - ского и Акташского месторождений весьма близки по своим свойствам. По содержанию серы ( 1 61 - 1 68 %) и парафина ( 3 8 - 5 1 %) они относятся к типу сернистых и парафинистых. В табл. 8 приведены данные о потенциальном содержании фракций по кривой НТК.  [26]

Рассмотрены, пять способов отпарки ветлых углеводородов. В варианте I осуществляется одноступенчатая отпарка. В варианте 3 принято нелинейное распределение, пропорциональное потенциальному содержанию фракций нн - 360 С в жидкости, вводимой в очередную ступень отпарки, а именно: 0.29, 0.22, 0.18, 0.16 и О.  [27]

Рассмотрены пять способов отпарки жетлых углеводородов. В варианте I осуществляется одноступенчатая отпарка. В варианте 3 принято нелинейное распределение, пропорциональное потенциальному содержанию фракций нк - 360 С в жидкости, вводимой в очередную ступень отпарки, а именно: 0.29, 0.22, 0.18, 0.16 и О.  [28]

Дизельное топливо летнее ( фракция 180 - 34О С), полученное из мангышлакской нефти, по всей показателям соответствует ГОСТ 4749 - 49 и не требует гидроочистки и карбамидной депарафинизации. Температура застывания у топлива из мангышлакской нефти значительно выше ( - 2 против - 15 и - 13 С), чем у топлива из сернистой и высокосернистой нефти. Как и следовало ожидать, выход бензина и дизельного топлива на установках АВТ уменьшается, так как потенциальное содержание фракций, выкипающих до 360 С в ман-гыилакской на 17 % меньше, чем в мухановской нефти ( бензиновых фракций 28 - 200 С на 13 %, а дизельных - на 4 %), В табл. 6 7 приведены основные локааатели качества сырья и получаемых продуктов на установках термического и каталитического крекинга и риформинга при, переработке смесей: сернистых и высокооернистых в соотношении 4: 1; сернистой, высокоьирафинистой и высокосернистой в соотношении 2: 2: 1; сернистой и высокопарафиыистой в соотношении 1: 1 на Новокуйбышевском НИК в 1970 и 1971 гг. Данные табл. 8 свидетельствуют, что вовлечение в переработку сырья из высокопарефиниотой нефти на уотановки термического и каталитического крекинга позволяет получать на них бензины, соответствующие требованиям ГОСТа на А-66 и А-72 по содержанию серы. Вовлечение сырья из выоокопарафинистой нефти в указанных количествах практически не сказывается на остальных показателях качества бензинов.  [29]

Нефти различных месторождений и даже в пределах одного месторождения могут значительно отличаться друг от друга по химическому и фракционному составу, а также по содержанию серы, парафина и смол. Согласно этой классификации все нефти оцениваются по следующим показателям: 1) содержание серы в нефтях и нефтепродуктах; 2) потенциальное содержание фракций, перегоняющихся до 350 С, 3) потенциальное содержание и качество базовых масел; 4) содержание парафина и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или без нее.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Потенциальное содержание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Потенциальное содержание

Cтраница 1

Потенциальное содержание C5Hi2 BI cln зависит от пластовых термобарич, условий, состава газа и конденсата, наличия вблизи или по разрезу нефтяных залежей и условий формирования газоконденсат-ной залежи.  [1]

Потенциальное содержание в газе конденсата, насыщенного тяжелыми компонентами, составляет 120 10 6 м3 / м3 газа при начальном пластовом давлении РНШ1 18 0 МПа. С момента ввода месторождения в разработку происходит выделение конденсата в пласте и выход конденсата снижается Суммарные потери конденсата та одного куб.  [2]

Потенциальное содержание С5 в газоконденсатной смеси - такая же важная в инженерной практике характеристика, как и газосодержание нефти. Сравнение формул (6.1) и (6.4) показывает, что потенциальное содержание на сухой газ - как бы перевернутое газосодержание.  [3]

Потенциальное содержание в пересчете условно на уксусную кислоту.  [4]

Потенциальное содержание С5, в пластовом газе равно сумме содержания С5, в сыром конденсате и отсепарированном газе.  [5]

Потенциальное содержание С5 в отсепарированном газе 1 ступени сепарации ( L) равно сумме содержания этих углеводородов в сыром конденсате ( К) и отсепарированном газе ( L) II ступени сепарации.  [6]

Потенциальное содержание пентанов и вышекипящих в пластовом газе равно сумме содержания этих углеводородов в сыром конденсате и отсепарированном газе из расчета на 1 м3 пластового газа.  [7]

Потенциальное содержание бутанов, пропана и этана ( г / м3) определяют на основе состава пластового газа, умножая молярные процентные содержания их в пластовом газе на коэффициенты: 12 5 для этана, 18 3 для пропана и 24 2 для бутанов - и деления на мольную долю отсепарированного газа. В нашем примере указанные углеводороды входят в состав пластового газа в следующем количестве ( в мол.  [8]

Потенциальное содержание пентанов и вышекипящих в пластовом газе равно сумме содержания этих углеводородов в сыром конденсате и отсепарированном газе из расчета на 1 м3 пластового газа.  [9]

Потенциальное содержание бутанов, пропана и этана ( г / м3) определяют на основе состава пластового газа, умножая молярные содержания их ( в %) в пластовом газе на коэффициенты: 12 5 для этана, 18 3 для пропана и 24 2 для бутанов - и деления на молярную долю отсепарированного газа.  [10]

Потенциальное содержание ОЦБ определяли по содержанию оксиранового кислорода во всех опытах, кроме опыта № 5, где оно определено по результатам аналитической разгонки.  [11]

Потенциальное содержание нефтепродуктов в 1 т сырья в достаточной мере характеризует качество добываемого газа, конденсата, нефти, а оптовая цена нефтепродутов, полученных из 1 т сырья, является показателем ценности сырья.  [12]

Потенциальное содержание светлых нефтепродуктов по этой методике определяют следующим образом.  [13]

Потенциальное содержание светлых нефтепродуктов при переработке этой смеси нефтей на широкую фракцию и летнее дизельное топливо ( с содержанием серы 1 2 %) составляет 55 - 56 % на нефть. В этом случае потенциальное содержание масляных дистиллятов, выкипающих до 500, находится на уровне 16 % на нефть. При получении зимнего дизельного топлива с содержанием серы 1 0 % потенциальное содержание масляных фракций возрастает до 19 %, а содержание светлых нефтепродуктов снижается до 52 - 53 / о.  [14]

Потенциальное содержание легких фракций в арланской нефти относительно невысокое.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Потенциальное содержание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Потенциальное содержание

Cтраница 3

Общее потенциальное содержание дистиллятных и остаточных базовых масел в нефти рассчитывают по содержанию масел с одинаковым индексом вязкости ( ИВ), определенному по кривым зависимости ИВ масел от глубины адсорбционного разделения фракций и остатка.  [31]

Учитывая значительное потенциальное содержание серосодержащих соединений в нефти, проблема их выделения ( хотя бы в виде узких фракций) актуальна и требует глубокой научной проработки.  [32]

Учитывая большое потенциальное содержание смолистых веществ в нефти, а также вовлечение в промышленное производство тяжелых смолистых нефтей, ученые всего мира в последние годы - все больше уделяют внимания изучению химического состава и свойств этого компонента нефти.  [33]

Учитывая значительное потенциальное содержание серосодержащих соединений в нефти, проблема их выделения ( хотя бы в виде узких фракций) актуальна и требует глубокой научной проработки.  [34]

Изменение потенциального содержания С5 в в пластовом газе определяют в результате следующих мероприятий.  [36]

Значение потенциального содержания С5 в находится в зависимости как от скорости восходящего потока газа ( VBnr), так и от скорости фильтрации смеси ( конденсат газ) в призабойной зоне пласта. Величина, в свою очередь, прямо пропорциональна депрессии на пласт.  [37]

Определение потенциального содержания базовых дис-тиллятпых и остаточных масел проводили стандартизованным методом ( ГОСТ 11244 - 65), который включает также построение графиков зависимости выхода масел от их свойств, что позволяет установить выход базовых масел определенного качества или по выходу масел определить их свойства.  [38]

Определение потенциального содержания базовых дистиллятных и остаточных масел стандартизированным методом [ ГОСТ 11244 - 65 ], который включает также, построение графиков зависимости выхода масел от их качеств, что позволяет установить выход базовых масел определенного качества или по выходу масел определить их свойства.  [39]

По потенциальному содержанию базовых масел все нефти делятся на четыре группы: MI - не менее 25 % в расчете на нефть; М2 - 15 - 25 % в расчете на нефть и не менее 45 % в расчете на мазут; М3 - 15 - 25 % в расчете на нефть и 30 - 45 % в расчете на мазут; М4 - менее 15 % в расчете на нефть.  [40]

По потенциальному содержанию базовых масел все нефти делятся на четыре группы: MI - не менее 25 % в расчете на нефть; М2 - 15 - 25 % в расчете на нефть и не менее 45 % в расчете на мазут; М3 - 15 - 25 % в расчете на нефть и 30 - 45 % - в расчете на мазут; М4 - менее 15 % в расчете на нефть.  [41]

Под потенциальным содержанием отдельных фракций в нефти понимают их выход в % ( масс.) при перегонке нефти на АРН-2 по ГОСТ НО 11 - 64 [19], или, что то же самое, по кривой ИТК нефти, построенной по данным такой перегонки.  [42]

Нужно определить потенциальное содержание в ней бензина, топлива ТС-1 ( ГОСТ 10227 - 62), дизельного топлива ( ГОСТ 305 - 62), масляной фракции М-1 вязкостью 10 сСт при 50 СС и масляной фракции М-2 вязкостью 6 5 сСт при 100 С.  [43]

Нужно определить потенциальное содержание в ней бензина, топлива ТС-1 ( ГОСТ 10227 - 62), дизельного топлива ( ГОСТ 305 - 82), масляной фракции М-1 вязкостью 10 мм - / с при 50 С и масляной фракции М-2 вязкостью 6 5 мм2 / с при 100 С.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Потенциальное содержание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Потенциальное содержание

Cтраница 2

Потенциальное содержание парафинистого дистиллята в данной нефти устанавливают вакуумной разгонкой нефти.  [16]

Потенциальное содержание светлых нефтепродуктов может оказать значительное влияние на состав технологической схемы завода. Для получения заданного ассортимента продукции из нефти с меньшим потенциальным содержанием целевых фракций необходимо внедрение вторичных процессов - каталитического крекинга, коксования, гидрокрекинга и других, хотя это увеличивает сумму капитальных и эксплуатационных затрат по предприятию в - целом.  [17]

Потенциальное содержание светлых нефтепродуктов в нефти оказывает существенное влияние на экономику головных процессов нефтеперерабатывающих заводов.  [19]

Потенциальное содержание суммы светлых нефтепродуктов, которые можно одновременно отобрать из нефти, является функцией не только состава ( качества) самой нефти, но и ассортимента этих нефтепродуктов и их соотношения.  [20]

Потенциальное содержание различных фракций кокса определяется на основании ситового анализа массы кокса, поступающего на классификацию.  [21]

Различное потенциальное содержание светлых продуктов в нефти и различный коэффициент извлечения потенциала затрудняют нормирование расхода нефти на выпуск целевых продуктов и анализ отклонения количества фактически полученных целевых продуктов от их планового выпуска.  [22]

Потенциальное содержание суммы светлых нефтепродуктов в значительной степени зависит от конца кипения бензина, от отборов промежуточных дистиллятов ( керосина, зимнего дизельного топлива), величина которых может меняться в широких пределах.  [23]

Потенциальное содержание различных фракций кокса определяется на основании ситового анализа массы кокса, поступающего на классификацию.  [24]

Потенциальное содержание дистиллятных и остаточных масел в мазуте определяют делением его на фракции депарафинизацией избирательными растворителями, деасфальтизацией, адсорбционной очисткой на силикагеле с последующим смешением получаемых фракций.  [25]

Потенциальное содержание дистиллятных и остаточных масел в нефтях определяют с помощью адсорбционного метода. Масляный дистиллят направляют на депарафини-зацию. На силикагеле остаются ароматические углеводороды и смолистые вещества.  [27]

Потенциальное содержание дистиллятных и остаточных масел в нефтях определяют с помощью адсорбционного метода. Масляный дистиллят направляют на депарафини-зацию. Затем депарафинированное масло подвергают адсорбционному разделению ( пропускают через слой силикагеля) и получают парафино-нафтеновую часть дистиллята. На силикагеле остаются ароматические углеводороды и смолистые вещества.  [29]

Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел составляет 20 6 для гусевской и 26 1 % для красноборской нефтей с индексом вязкости 85 и выше.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru