Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Тяжелые углеводороды нефти


Тяжелые углеводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Тяжелые углеводород

Cтраница 3

Тяжелые углеводороды и сероводород скапливаются обыкновенно в наиболее низких местах. Поэтому выравнивание территории, засыпка ям, канав и оврагов устраняют возможность скапливания этих газов и пролитой нефти, испарения которой также загрязняют воздух нефтяными газами. Кроме того, пролитая нефть делает поверхность земли скользкой, что часто служит причиной несчастных случаев.  [31]

Тяжелые углеводороды выделяются в виде кубового остатка, который иногда используется как моторное топливо. Но в большинстве случаев тяжелый кубовый остаток используется на нефтеперерабатывающих заводах для дальнейшей переработки, поэтому, как правило, он к ВЭР не относится.  [32]

Тяжелые углеводороды с содержанием С2 и выше ( гексан, гептан, октан, ноан и др.) при редуцировании газа скапливаются в виде неиспаряющегося осадка ( конденсата) в газовой аппаратуре, в т.ч. и автомобиля. Наибольшее кол-во конденсата осаждается на мембранах газового редуктора, нарушая тем самым его работу.  [33]

Тяжелые углеводороды: этан ( СгШ), пропан ( СзШ), бутан ( С4Н10) - взрывчаты, обладают слабым наркотическим действием. Выделяются при разработке слабометаморфизованных углей, могут образовываться при взрывных работах.  [34]

Далее тяжелые углеводороды, находящиеся в баллончике 5, разгоняются на три фракции: 1) этан этен, 2) пропан - j - пропен и 3) бутан, бутены и более тяжелые углеводороды. Чтобы выяснить условия, при которых возможна подобная разгонка, был проведен ряд опытов с индивидуальными углеводородами и их искусственными смесями.  [35]

Тяжелые углеводороды CnHm - этим названием и формулой обозначается целый ряд горючих газов - этан, пропан, бутан и др., представляющие собой различные химические соединения углерода и водорода с большим количеством этих веществ в молекуле. При большом содержании тяжелых углеводородов в воздухе помещения ( до 10 %) они могут вызвать удушье. Низшая теплотворная способность этих газов - от 15 226 до 34 890 ккал / нм8, или от 11 349 до 10 840 ккал / кг.  [36]

Тяжелые углеводороды СШНВ - этим названием и формулой обозначается целый ряд горючих газов ( этан, пропан, бутан и др.), представляющих собой различные химические соединения углерода и водорода. Тяжелые углеводороды характеризуются большой теплотой сгорания: этан С2Н3 - 15 226, пропан С3Н8 - 21 795, бутан С4Н1о - 28 338, этилен С2Н3 - 14 107 ккал / мв. Эти газы при сравнительно малых давлениях переходят в жидкое состояние и доставляются потребителям в баллонах или цистернах.  [37]

Тяжелые углеводороды горят так же, как и метан, только для сгорания одной молекулы этих газов требуется больше кислорода.  [38]

Тяжелые углеводороды CmHn - этим названием и формулой обозначается целый ряд горючих газов - этан, пропан, бутан и др., представляющие собой различные химические соединения углерода и водорода с большим количеством этих веществ в молекуле. При большом содержании тяжелых углеводородов в воздухе помещения ( до 10 %) они могут вызвать удушье. Низшая теплотворная способность этих газов - от 15 226 до 34 890 ккал / нм3, или от 11 349 до 10 840 ккал / кг.  [39]

Тяжелые углеводороды CmHn - этим названием и формулой обозначается целый ряд горючих газов - этан, пропан, бутан и др., представляющие собой различные химические соединения углерода и водорода с большим количеством этих веществ в молекуле. При большом содержании тяжелых углеводородов в воздухе помещения ( до 10 %) они могут вызвать удушье. Низшая теплота сгорания этих газов - от 15 226 до 34890 ккал / м3, или от 11 349 до 10 840 ккал / кг.  [40]

Тяжелые углеводороды горят так же, как и метан, только для их сгорания требуется больше кислорода. Например, для паров сжиженных газов реакции записываются так.  [41]

Обычно тяжелые углеводороды в газах чисто газовых месторождений содержатся в небольшом количестве. Эти газы относятся к категории сухих. Природные газы газоконденсатных месторождений состоят из смеси сухого газа, пропан-бутановых фракций, ароматических компонентов, газового бензина и дизельного топлива.  [42]

Тяжелые углеводороды Сл Нот находятся в природе в виде разнообразных соединений углерода с водородом. Жидкие топлива ( мазут, нефть, керосин и др.) - смесь различных углеводородов в жидком состоянии.  [43]

Тяжелых углеводородов в этом интервале обнаружено не было.  [44]

Адсорбирует тяжелые углеводороды, но они де-сорбируются регенерацией.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Углеводороды тяжелых - Справочник химика 21

    Наиболее трудоемкими технологическими операциями в производстве и потреблении жидких углеводородов являются их транспортировка, хранение, налив и слив. Пары жидких углеводородов тяжелее воздуха. При потере части углеводородов в окружающую среду они способны накапливаться в различных, углублениях (траншеях, колодцах, низинах), а при определенном процентном содержании в воздухе образуют взрывоопасные смеси, которые от источника открытого огня или даже незначительной искры взрываются. Особенно опасно образование взрывоопасных концентраций в закрытых помещениях — компрессорных, насосных и т. п. Опыт эксплуатации систем транспортировки и хранения жидких углеводородов показывает, что незнание и даже незначительные нарушения условий безопасности приводят к серьезным последствиям, могут быть причинами аварий, несчастных случаев и убытков, исчисляемых значительными суммами. [c.7]     Одним из основных условий успешной и безаварийной эксплуатации производства является четкая бесперебойная работа всего межцехового и общезаводского транспорта нефтепродуктов, а также резервуарных парков для хранения сырья и готовой продукции. Транспорт, хранение, налив и слив углеводородов представляют собой трудоемкие операции, выполнение которых неизбежно связано с потерями веществ в окружающую среду. Пары жидких углеводородов тяжелее воздуха. Они способны продвигаться по направлению движения воздуха и накапливаться в различных углублениях (низинах, колодцах, траншеях), а при определенном соотношении образовывать с воздухом взрывоопасные смеси, которые могут взорваться от источника открытого огня или даже от незначительной искры. В пасмурные дни содержание вредных газов в воздухе может довольно быстро достичь взрывоопасной концентрации. Особенно опасно образование взрывоопасных концентраций в закрытых помещениях — компрессорных, насосных и т. п. [c.97]

    Необходимо отметить, что цеолитовые блоки очистки обеспечивают более высокую степень очистки воздуха от примесей, чем другие способы очистки. Как показали исследования, в блоках очистки воздух очищается не только от ацетилена, но и от других углеводородов тяжелее бутана [49, 55]. При использовании цеолитовых блоков существенно упрощается конструкция воздухоразделительной установки и ее эксплуатация, сокращаются эксплуатационные расходы и значительно повышается ее безопасность. Поэтому в настоящее время все новые воздухоразделительные установки малой и средней производительности оснащают цеолитовыми блоками очистки. ВНИИкимашем разработан номенклатурный ряд цеолитовых блоков очистки воздуха, обеспечиваю- [c.120]

    Структура циклопарафиновых колец и, в частности, количество циклопентановых и циклогексановых колец в циклопарафиновых углеводородах тяжелого нефтяного сырья. [c.31]

    Углеводороды тяжелее, чем метан. Сырье может содержать кроме предельных углеводородов также олефины с числом углеродных атомов более пяти [c.160]

    Окисление более тяжелых углеводородов, начиная с гексана, приводит к образованию весьма сложной смеси продуктов, из которой очень трудно выделить индивидуальные соединения. Поэтому углеводороды тяжелее Се подвергают окислению только в том случае, когда продукт реакции находит применение непосредственно в виде смеси. В самом деле, даже некаталитическое окисление пропана и бутана в паровой фазе при 270—350 " С и давлении от 3,5 до 200 атм приводит к получению очень широкой гаммы продуктов, что наглядно иллюстрируется табл. ХП1 . Помимо продуктов, перечисленных в этой таблице, реакционная смесь содержит кислоты Сх—С4, спирты Сг—С,, кетоны С3—С,, окись этилена, простые эфиры, ацетали, альдоли и т. д. [306, 307]. Соотношение между отдельными соединениями и классами соединений в реакционной смеси может колебаться в широких пределах и зависит от условий реакции. Наибольший выход продуктов окисления соответствует температуре реакции 150—250° С. При более высоких температурах интенсивнее протекают не только реакции окисления, но и реакции крекинга и пиролиза. Так, образование бутиленов достигает максимума нри 375° С, а образование этилена и пропилена — при 700° С (давление во всех случаях атмосферное). С ростом температуры одновременно происходит падение выходов продуктов окисления [307]. [c.585]

    Этот метод очень удобен для определения метан-водородной фракции, получаемой при низкотемпературной ректификации, и других газов, не содержащих углеводородов тяжелее метана. Метод осуществляется при комнатной температуре и позволяет получить хорошо воспроизводимые результаты при малой затрате времени и продуктов. [c.841]

    Предприятие Место отбора проб в о г с я X са о = и 5 Т Суммарное содержание углеводородов (пропилен, п-бутан. изобутилен, бутен-1, изобутан) Ацетилен Суммарное содержание углеводородов тяжелее С[c.38]

    Наиболее эффективны сита типа ЗА. Благодаря малому размеру пор адсорбция всех углеводородов тяжелее метана на молекулярном сите типа ЗА полностью исключена, что обеспечивает более длительный срок его службы. [c.105]

    Если основным потоком является нефть или углеводородный конденсат, содержащий большое количество высокомолекулярных углеводородов (тяжелее октана), то рассчитать однократное испарение очень трудно. Данные о плотности газа недостаточны для последующих расчетов процесса извлечения жидкости. Их недостаточно даже для выбора способа осушки газа, тем более, что обычные изменения температуры и давления влияют на показатели работы последующих модулей. [c.12]

    К особенностям регенерации биметаллических катализаторов необходимо отнести следующие. Восстановление водородом, подученным на других установках платформинга, не рекомендуется [184] во избежание гидрокрекинга содержащихся в нем углеводородов, в результате которого закоксовывается катализатор. Практика показала, что чисто платиновый катализатор можно восстанавливать водородом риформинга, если в нем нет углеводородов тяжелее пропана [184]. Для восстановления биметаллического катализатора предлагается только электролитический водород, хотя и сообщаются примеры успешного восстановления биметаллического катализатора водородом риформинга [177, 185]. [c.101]

    Широкое использование природного газа в качестве топлива породило проблему компенсации пиковых нагрузок — суточных и сезонных. Высокая экономическая эффективность применения сжижепиого газа для этих целей вызвала рост их производства. Сжижению стали подвергаться природные газы разнообразного состава вплоть до метана. Это потребовало применения криогенных температур. Теперь термин сжиженный углеводородный газ стал неоднозначным для его конкретизации используются термины жидкий пропан , жидкий пропан-бутан , сжиженный метан , сжиженный природный газ (СПГ) . В состав СП Г могут входить углеводородные компоненты от метана до бутана, иногда до пентана включительно. Здесь следует заметить, что углеводороды тяжелее пропана затвердевают при температурах выше—160 °С, чт(J может вызвать осложнения в [ци -цессе сжижения. [c.203]

    Температура сжижения чистого метана при атмосферном давлении составляет минус 161,5 °С. Однако на реальную температуру сжижения природного газа будут оказывать влияние присутствие и количество других компонентов смеси. Так, присутствие азота в природном газе понижает температуру сжижения и, следовательно, приводит к увеличению энергетических затрат на сжижение. Присутствие углеводородов тяжелее метана, наоборот, приводит к повышению температуры сжижения, но количество углеводородов С3 и выше должно ограничиваться, чтобы избежать закупоривания аппаратуры при низких температурах. [c.153]

    Наиболее иажными компонентами нефти, как и синтетического топлива, ЯВЛЯЮТСЯ углеводороды. Например, пенсильванская нефть содержит около 97—98% углеводородов. Легкие нефти месторождений Мид-Конти-непт или прибрежной низменности Мексиканского залива (область Голфа) содержат в среднем от 90 до 95% углеводородов. Тяжелая калифорнийская или мексиканская нефти (плотность 0,95 и выше) беднее углеводородами и в среднем содержат около 50% углеводородов. [c.11]

    С увеличением числа атомов углерода в исходном углеводороде возрастает стехиометрический расход пара и выход СО -1- Н2 в расчете на объем исходного газа. На практике при работе с парафиновыми углеводородами тяжелее метана объем водяного пара должен в два раза и более (в зависимости от активности катализатора и температуры процесса) превышать стехио-метрическое его количество. С повышением температуры расход пара уменьшается, так как при этом скорость реакции возрастает и, следовательно, степень конверсии исходного газа увеличивается. [c.116]

    Конверсию парафиновых углеводородов тяжелее метана осуществляют обычно при той же температуре, что и конверсию метана. Это связано с неизбежным расщеплением части парафиновых углеводородов до метана и гидрированием осколков молекул образовавшимся в процессе конверсии водородом  [c.116]

    В таких растворителях, как нормальные пентан, гексан и гептан, легкий бензин, винный спирт, этиловый эфир и т. д., асфальтены не набухают и не растворяются, т. е. являются лиофобными коллоидами по отношению к ним. Поэтому определепие количества асфальтенов в исследуемых нефтях и нефтепродуктах основано на замене растворителей, в которых асфальтены растворимы (например, ароматические углеводороды, тяжелые нефти и нефтепродукты и т. д.), такими, в которых они не растворимы (например, нормальный бензин, петролейный эфир, спирт и т. д.). [c.461]

    К настоящему времени определены наиболее вероятные виды сырья каменноугольная смола, тяжелые смолы пиролиза легких углеводородов, тяжелые газойли каталитического крекинга нефтяных дистиллятов. [c.17]

    На первом участке реактора все углеводороды тяжелее метана разлагаются по уравнению [c.86]

    Циклоалканы тяжелых фракций. Большой интерес для нефтехимических производств представляет изучение строения углеводородов тяжелых фракций нефтей, например вакуумных газойлей. [c.212]

    Авторы считают, что метод индикации бромидом кобальта некорректен и может быть использован лишь как качественный. Метод точки росы, в соответствии с которым пары пропана направляют на полированную поверхность охлаждаемого зеркала, не всегда позволяет наблюдать воду. Помимо этого он часто осложняется присутствием конденсирующихся углеводородов тяжелых [c.92]

    Следует также иметь в виду, что в настоящее время мы не располагаем методами, позволяющими отделять собственно аромати ческие углеводороды тяжелых нефтяных фракций от нафтено-ароматических, поэтому даже в узких ароматических фракциях мы большей частью имеем дело со сложными смесями этих углеводородов. [c.26]

    Таким образом, можно считать общепризнанным, что аромати-чески е углеводороды тяжелых фракций нефтей принадлежат к системе с конденсированными кольцами, как чисто аромати- ческими, так и нафтено-ароматическими. [c.27]

    В состав нефтей входят ароматические углеводороды с числом циклов от одного до четырех. Распределение их по фракциям различно. Как правило, в тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с повышением температуры кипения фракций. В нефтях средней плотности и богатых нафтеновыми углеводородами ароматические углеводороды распределяются по всем фракциям почти равномерно. В легких нефтях, богатых бензиновыми фракциями, содержание ароматических углеводородов резко снижается с повышением температуры кипения фракций. Ароматические углеводороды бензиновых фракций (выкипающих от 30 до 200° С) состоят из гомологов бензола. Керосиновые фракции (200—300° С) наряду с гомологами бензола содержат производные нафталина, но в меньших количествах. Ароматические углеводороды тяжелых газойда-вых фракций (400 —500° С) состоят преимущественно из гомологов нафталина и антрацена. В деасфальтированном остатке от перегон1(4 и ромашкинской нефти Н. И. Черножуков и Л. П. Казакова наряду с твердыми парафиновыми и нафтеновыми углеводородами обнаружили твердые ароматические углеводороды с температурой плавления 32° С. [c.26]

    По убыванию склонности к превращениям в условиях гидрокрекинга отдельные типы углеводородов тяжелого нефтяного сырья можно расположить в следующий ряд  [c.267]

    Растворяющая способность ДЭГ и ТЭГ увеличивается в последовательности парафиновые углеводороды, тяжелые ароматические углеводороды, легкие ароматические углеводороды. Добавление воды к растворителю снижает несколько его растворяющую способность, но увеличивает селективность, так как при этом резко снижается растворимость парафинов. [c.145]

    Состав газа сеноманской залежи этого месторождения характеризуется более высоким содержанием углеводородов (тяжелее метана) —до 0,5%. [c.68]

    Многие компэненты углеводородов тяжелых газойлей и масляного сырья представляют собой циклопарафины и ароматические углеводороды. Поли циклическая структура высококипящих нефтяных фракций исследована Мабери и его школой 50 лет назад [20]. [c.29]

    Плотность и коэффициент преломления ароматических углеводородов, выделенных из тяжелого нефтяного сырья, а также обеспарафиненных циклопарафинов, свободных от ароматики, вообще высоки и намного больше, чем плотность и коэффициент преломления производных бензола и моноциклических циклопарафинов, кипящих в тех же пределах, что и сырье. Кроме того, плотность и коэффициент преломления быстро возрастают с увеличением температуры кипения тяжелых нефтяных фракций. Эти факты приводят к выводу о том, что циклопарафины и ароматические углеводороды тяжелого нефтяного сырья являются преимущественно полициклическими и что полициклический характер этих углеводородов усиливается с увеличением пределов выкипания фракций. Число колец в полицикли-ческих углеводородах различно для разных нефтей. Тяжелый газойль и масляные фракции из пенсильванской нефти содержат меньше полициклических углеводородов, чем эти же фракции из калифорнийской нефти. [c.30]

    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]

    В книге систематизированы и обобщены результаты многолетних отечественных и зарубежных исследований, направленных на разработку путей и методов термокаталитичсокой переработки тяжелого нефтяного сырья. Показана целесообразность и перспективность использования для этих целен катализаторов оксидного типа. Предложен и подтвержден механизм, по которому протекает окислительная каталитическая конверсия углеводородов тяжелого нефтяного сырья, установлены закономерности образования и состав продуктов. [c.2]

    Выход и состав сульфокислот при сульфировании олеумом отдельных групп ароматических углеводородов, выделенных из фракций различных нефтей, были неодинаковы. Например, при сульфировании легких ароматических углеводородов из фракции 420—500°С нефти месторождения Нефтяные Камни были получены только маслорастворимые сульфокислоты с выходом 100 %, а при сульфировании таких же углеводородов, выделенных из двух других нефтей, наряду с маслорастворимыми образовывались и водоростворимые сульфокислоты, отделяемые с кислым гудроном. Наибольшее количество. маслорастворимых сульфокислот получается из легких ароматических углеводородов. Тяжелые ароматические углеводороды при сульфировании полностью превращаются в водорастворимые сульфокислоты, а из средних ароматических углеводородов образуются почти одинаковые количества, масло- и водорастворимых сульфокислот. [c.73]

    Из рисунков видно, что топлива с большим содержанием ароматических углеводородов могут иметь лучшие показатели качества, связанные с образованием углеродистых продуктов при горении, чем образцы с малым содержанием ароматических углеводО родов. Это 1Можно было бы объяснить различным характером ароматических углеводородов легких и тяжелых топлив. Однако в данном случае ароматические углеводороды тяжелых топлив представлены главным образом моноцикли-ческими углеводородами (см. таблицу) и должны были бы вызвать меньшее нагарообразование, чем ароматические углеводороды легких топлив с большим содержанием бициклических. [c.77]

    При конверсии углеводородов тяжелее метана должна рассматриваться также реакция-(1,22). Рлк следует из уравнения (1.23), наибольшая вероятность выпадения углерсзда будет в начальной стадии [c.19]

    В настоящее время исследователи все больше склоняются к тому, что одной из основных групп углеводородов тяжелых фракций нефтей являются углеводороды нафтено-ароматического характера с боковыми алкильными и изоалкильными цеддми. [c.6]

    Важнейшим вопросом исследования ароматических углеводородов тяжелых фракций нефтей является определение в них количества и структуры боковых цепей. Строение боковых цепей ароматических и нафтеновых углеводородов определяет многие их чрезвычайно важные свойства, например вязкостно-температурные, стабильность против шшслаавя и др. [c.31]

    Алициклическне углеводороды тяжелее парафиновых в сравнимых пределах точек кипения. В сопоставлении с парафиновыми углеводородами они легче образуют водные эмульсии. Алицикли-ческий углеводород, характерный для растворителя стоддард , представляет собой 1-, 3-диэтил-циклогексан. [c.122]

    В качестве искового сырья могут быть рассмотрены смолы пиролиза как газов, так и жидких нефтепродуктов. Тяжелая смола — смесь конденсированных алкил- и алкенилароматических углеводородов с двумя и более циклами, олигомеров алкенилароматических углеводородов и некоторого количества асфальтенов и других высокомолекулярных соединений. Большая часть углеводородов тяжелой смолы выкипает выше 200°С. Из-за нечеткости ректификации эта смола содержит и углеводороды с температурой выкипания до 200°С. [c.183]

    Особым способом разделения фракционированной конденсации является образование ретроградного конденсата, поскольку частичное ожижение происходит при снижении давления. Однако ретроградный конденсат выделяется не только как результат охлаждения газа при расширении, но главным образом потому, что в так называемой области ретроградных явлений падепна давления уменьшает испаряемость углеводородов тяжелее метана или, иными словами, снижает их константы равновесия. [c.164]

chem21.info

Углеводороды нефти, газа, твердых горючих ископаемых.

Закономерности их образования.

Подавляющее большинство природных органических соединений сосредоточено в составе твердых природных энергоносителей, традиционно называемых твердыми горючими ископаемыми (ТГИ). Массовая доля углерода в их веществе составляет примерно от пятидесяти до почти ста процентов, остальная часть – это водород и кислород, а также некоторое количество гетероатомов. В настоящее время общепризнано, что все ТГИ образовались в результате превращений остатков отмерших живых организмов, в первую очередь, растительных. Состав и свойства всего набора ТГИ очень сильно варьируют в зависимости от химического состава исходных растений, геологического возраста месторождения, условий преобразования остатков растений в течение длительного времени. Практически невозможно получить полностью идентичные образцы ТГИ даже в пределах одного месторождения.

Запасы жидких и газообразных горючих ископаемых менее значительны, но их энергетическая ценность вполне сопоставима с ценностью углей, а возможности химической переработки неизмеримо большие. При атмосферном давлении в жидком состоянии находится нефть, в газообразном ‑ природный газ. Границы между химическими составами и свойствами этих природных образований достаточно условны. Разные агрегатные состояния этих ископаемых объясняются только соотношением их средних молекулярных масс.

Нефть ‑ природная дисперсная система жидких органических соединений, главную часть которых составляют углеводороды различной молекулярной массы. В небольшом количестве в ней обнаружены также гетеросоединения, содержащие серу, кислород и азот. Элементный состав нефти по сравнению с углем изменяется в более узких пределах: в ней содержится углерода 83-87 мас.%, водорода 12-14 мас.% и около 1-2, иногда до 4 мас.%, S, O и N. Минеральных примесей нефть почти не содержит, поэтому зольность ее крайне мала.

Природный газ ‑ смесь газообразных углеводородов С1-С4, причем основным компонентом является метан. Кроме них в состав природного газа часто входят заметные количества неуглеводородных газов, в том числе легкие гетероатомные соединения, например СО2, N2, h3S, h3, He, h3O.

Нефть и газ ‑ это природные образования сапропелитового или гумусо-сапропелитового происхождения, часто образующие совместные месторождения, в которых газ частично растворен в нефти под давлением, и, наоборот, в газовой фазе присутствует некоторое количество паров углеводородов С5-С6. Существуют представления об образовании нефти из той же массы отмерших растений, что и уголь. При этом из липидной части с высоким содержанием водорода образуются нефтеподобные вещества сравнительно низкой молекулярной массы, способные вследствие своей подвижности к миграции на достаточно большие расстояния из формирующегося угольного пласта в полости, образованные непроницаемыми для жидких и газообразных продуктов породами. Кроме того, часть природного газа выделяется при метаморфизме угля за счет отщепления концевых групп макромолекул. Такие представления об образовании нефти характерны для специалистов в области процессов углеобразования. Геологи-нефтяники склонны считать, что нефть имеет самостоятельные источники исходного органического вещества в виде накапливающихся на дне соленых водоемов низших микроорганизмов. В целом такие представления не противоречат, а, скорее, дополняют друг друга.

Первичным продуктом в процессе нефтеобразования является мальта ‑ первичная нефть, содержащая до 10 мас.% кислорода. В восстановительной атмосфере происходит потеря кислорода и части углерода в виде СО2. Дальнейшее преобразование компонентов нефти сводится к перераспределению состава жидких углеводородов нефти. В ней уменьшается количество полициклических нафтеновых и ароматических углеводородов, которые переходят в моноциклические нафтеновые, а затем в парафиновые углеводороды. Таким образом, самыми старыми нефтями являются парафинистые нефти, а молодые нефти тяжелее и богаче высокомолекулярными соединениями. Правда, встречаются и представления об обратном ходе эволюции нефтей, в котором доминируют окислительные процессы.

В отличие от твердых горючих ископаемых нефть легко поддается разделению на фракции по их температурам кипения. Этот метод разделения является неразрушающим для веществ, входящих в состав нефти, по крайней мере, для тех углеводородов, которые отгоняются при атмосферном давлении. Это дает возможность исследовать строение большинства низкомолекулярных компонентов нефти и разделить ее на более или менее узкие фракции, как правило, подлежащие дальнейшей переработке.

Под фракционным составом нефти понимают количественное содержание в ней веществ, выкипающих в определенных температурных границах. В результате прямой перегонки при атмосферном давлении из нефти выделяются следующие светлые фракции:

бензиновая н.к. - 140 оС;

лигроиновая 140-180 оС;

керосиновая 180-240 оС;

газойлевая 240-350оС.

Остаток от атмосферной перегонки, называемый мазутом, далее подвергается вакуумной перегонке для получения смазочных масел. Фракции мазута различаются не по температуре кипения, а по вязкости. В порядке возрастания вязкости различают дистилляты: соляровый, трансформаторный, веретенный, машинный, автоловый, цилиндровый. Остаток после разгонки мазута ‑ гудрон или полугудрон.

Количество и соотношение фракций, содержащихся в разных сортах сырой нефти, различно. Как правило, содержание светлых фракций составляет 30-50 мас.%, хотя известны легкие светлые нефти, содержащие, в основном, бензино-керосиновые фракции. Как следует из приведенных температурных интервалов выкипания, фракции перекрываются по температурам кипения и по входящим в них углеводородным компонентам. Это означает, что знание фракционного состава нефти недостаточно для ее характеристики и установления классов входящих в нее компонентов и, соответственно, перспектив переработки. Для решения этой задачи изучают структурно-групповой состав нефти. Под групповым составом понимают результаты анализа по классам углеводородов: при этом определяют содержание алканов, циклоалканов и аренов.

Парафиновые углеводороды(алканы) составляют значительную часть нефти и попутного газа. Из них выделены все алканы нормального строения от СН4 до С33Н68. Кроме них встречаются и разветвленные алканы в количествах, составляющих доли процента. Предполагается, что они образовались в результате деструкции изопреноидных структур. По агрегатному состоянию парафины делятся на газообразные (С1-С4), жидкие (С5-С15) и твердые (С>16), кристаллизующиеся при 20 оС. Все они находят применение как топливо и химическое сырье.

Нафтены (циклоалканы) составляют большую часть нефти, в ней встречаются как моно-, так и полициклические циклоалканы. Среди первых выделены, в основном, циклопентаны и циклогексаны с числом заместителей от 1 до 3, например:

Их количество в нефти почти одинаково.

 

Полициклические нафтены могут иметь следующее строение:

Нафтены склонны к структурным изменениям в процессе нефтепереработки. Они положительно влияют на качество топливных фракций и масляных дистиллятов.

В легких фракциях нефтепродуктов содержатся, в основном, циклопентан, циклогексан и метилциклопентан. С увеличением температуры выкипания фракций в них увеличивается количество углеводородов с бóльшим числом циклов в молекулах и длиной боковых цепей заместителей. В тяжелых фракциях появляются нафтены с заместителями С14 и выше с изопреноидным типом строения.

В нефтях содержится большое количество аренов, относящихся к различным гомологическим рядам. В бензиновых фракциях присутствуют все теоретически возможные арены С6-С9 в соотношении С6:С7:С8:С9=1:3:7:8. Больше всего обнаружено термодинамически устойчивых 1,3-ди- и 1,2,4-триалкилбензолов. В этой фракции присутствует простейший гибридный нафтено-ароматический углеводород индан:

В керосиновой фракции обнаружены его метилпроизводные. Там же имеются нафталин, тетралин и их метилзамещенные:

 

В более тяжелых фракциях арены содержат больше ароматических нафтеновых ядер, при этом увеличивается число и длина заместителей, среди которых обнаружены и изопреноидные. В высококипящих фракциях найдены полициклические ароматические соединения, например:

Ароматические углеводороды играют исключительно важную роль в качестве химического сырья и как компоненты моторного топлива, повышающие его детонационную стойкость (октановое число).

Контрольные вопросы:

1. Какие углеводороды содержатся в нефти?

2. Напишите структурные формулы ароматических соединений.

 

Литература

1. Наметкин С.С. Химия нефти.- М, Изд. Академии наук, 1955.

2. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. - М., Недра, 1978, 277с.

3. Химия нефти и газа. Под ред. Проскурякова В.А., Драбкина А.Е. -Л., Химия, 1989.

Лекция 2



infopedia.su

Нефть, углеводороды низшие - Справочник химика 21

    Согласно представлениям, принятым в химии нефти, ненасыщенные углеводороды обладают одной или большим числом активных двойных связей в молекуле. В противоположность ароматическим углеводородам двойная связь в ненасыщенных углеводородах обнаруживает способность ко многим реакциям присоединения, например таким, как присоединение галоидов и серной кислоты. Ненасыщенные углеводороды всегда отсутствуют в продуктах прямой гонки, но представляют собой важный класс углеводородов в крекинг-бензинах. Присутствие двойной активной связи легко обнаружить в углеводородах низкого и среднего молекулярного веса, включая газойли. Свойства высокомолекулярных ненасыщенных соединений почти неизвестны, поэтому любые выводы о составе ненасыщенных высококипящих фракций следует считать недостоверными. [c.12]     Различие между указанными выше классами углеводородов особенно резко для углеводородов низкого и среднего молекулярного веса, присутствие в которых ароматического кольца или двойной связи придает им характерные свойства этих структур. Однако классификация становится сомнительной для высокомолекулярных углеводородов, которые могут содержать ароматические, нафтеновые, олефиновые или парафиновые структуры без обнаружения свойств, характерных для преобладающей структуры. Высокомолекулярные углеводороды смазочных масел с ароматическими и нафтеновыми кольцами и длинными парафиновыми боковыми цепями могут обладать ароматическими, нафтеновыми и парафиновыми свойствами в зависимости от преобладания соответствующих структур. Кольцевой анализ, развитый Уотерманом и его школой, преодолевшими эти трудности, позволяет определять среднее содержание парафиновых боковых цепей, ароматических и нафтеновых колец. В этой главе рассматриваются лишь индивидуальные углеводороды и классы углеводородов, присутствующих в нефти. [c.12]

    В СССР в промышленных масштабах нефть добывается так же давно, как и в США. Нефтеносные площади Баку известны в течение столетий как источники нефти и газовых факелов. Наиболее богатые нефтяные месторождения расположены между Черным и Каспийским морями, а также в районах несколько севернее и восточнее этой области [3, 24, 40]. Существует предположение, что в дальнейшем добыча будет развиваться в центральных районах Азии, на тысячу миль и более к востоку от Баку и к северу от Афганистана. Можно считать, что нефтеносные структуры и свиты напоминают нефтеносные структуры и свиты США. Около одной трети перспективных площадей лежит севернее 60° северной широты, и разработка их представляет некоторые затруднения Старые месторождения Баку (плиоценовые свиты) дают нефти смешанного основания, содержащие мало серы и довольно большие количества смолистых и асфальтовых веществ. Эти нефти характеризуются низким содержанием бензиновых фракций (менее Ю ), низким содержанием ароматических углеводородов но высоким содержанием нафтеновых и изопарафиновых углеводородов и поэтому довольно высоким октановым числом. Только в некоторых месторождениях, как, например, в Сураханском, добываются нефти более парафинового основания, используемые в качестве сырья для производства керосина и смазочных масел. Грозненские нефти (миоцен) обладают более высоким содержанием бензиновых и керосиновых фракций (25 и 15%), [c.56]

    В результате значительного роста цен на нефть и низких цен на гудрон (вследствие конкуренции природного газа) были сконструированы вакуумные трубчатые перегонные кубы для увеличения выхода дистиллятных продуктов из сырой нефти. В вакуумный трубчатый перегонный куб в различных местах вводится водяной пар для облегчения дополнительного испарения нефти. Предусмотрены специальные меры для отделения воды от конденсировавшихся углеводородов. [c.129]

    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]

    По общему содержанию ароматических углеводородов валгу-умные дистилляты можно разделить на две основные группы дистилляты малосернистых нефтей с низким (15—35% масс.) содержанием ароматических углеводородов и дистилляты сернистых нефтей с повышенным содержанием ароматических углево-дородов (45—масс.), В вакуумных дистиллятах сернистых [c.21]

    Прямогонные базовые компоненты бензинов с удовлетворительной детонационной стойкостью могут быть получены только из ограниченного ассортимента нефтей, к которым относятся нефти нафтенового основания Азербайджана, Средней Азии, Краснодарского края, Сахалина, Украины и некоторые другие [2]. Добыча этих нефтей непрерывно сокращается. Бензиновые фракции нефтей Урало-Волжского бассейна, Казахстана, Татарстана и многих месторождений Западной Сибири состоят в основном из нормальных парафиновых углеводородов и имеют низкие октановые числа 40—50 по моторному методу [2]. Поэтому прямогонные бензины этих нефтей ввиду низкой детонационной стойкости не могут использоваться в качестве базовых компонентов. В товарные бензины вовлекаются только низкокипящие прямогонные фракции этих нефтей, выкипающие в пределах 30—62°С и 30—85°С и имеющие октановое число 60—75. [c.23]

    Удельный вес нефти зависит от нескольких причин во-первых, от содержания легкокипящих фракций, обладающих низкими удельными весами, во-вторых, от содержания смолистых веществ с высокими удельными весами (около 1) и, в-третьих, от типа преобладающих в нефти углеводородов. В количественном отношении влияние легкокипящих компонентов значительнее, чем влияние смол, так как разница в удельных весах легкокипящих компонентов и средних фракций нефти выше, чем разница между плотностями смол и средних фракций. Третья причина — характер преобладающих в нефти углеводородов, имеет значение главным образом для сравнения более или менее широких нефтяных фракций с одинаковыми границами кипения. [c.11]

    Топливные фракции, получаемые в термических процессах глубокой переработки нефти, характеризуются, как правило, высоким содержанием серы, олефиновых и ароматических углеводородов, низкой термоокислительной стабильностью, склонностью к образованию смол и осадков. Бензиновые дистилляты имеют к тому же невысокие октановые числа. Дизельные дистилляты как термических процессов, так и каталитического крекинга отличаются низким цетановым числом. Все это требует применения специальных технологий для существенного улуч-щения качества указанных продуктов. Учитывая жесткие требования к экологическим характеристикам как автобензинов, так и дизельных топлив, выдвинутые в последние годы, следует признать освоение таких технологий приоритетной задачей нефтеперерабатывающей промыщленности как за рубежом, так и в России. [c.340]

    Растворим в этаноле, нефти, ароматических и алифатических углеводородах, низко-молекулярных одноатомных спиртах, нерастворим в воде [c.147]

    Для получения индивидуальных моноциклических ароматических углеводородов наиболее перспективен процесс каталитического риформинга на платиновом катализаторе. Некоторую сложность здесь представляет получение больших количеств бензола из узких фракций восточных нефтей вследствие ограниченности ресурсов фракции 60—85° прямой перегонки нефти и низкого содержания в ней нафтеновых углеводородов. В связи с высоким содержанием в этих фракциях парафиновых углеводородов, возможно, более рациональным окажется процесс каталитической ароматизации их на высокоактивном хромовом катализаторе. [c.106]

    Асфальты деасфальтизации западносибирских нефтей имеют низкую температуру размягчения по КиШ, содержат почти вдвое меньше асфальтенов, чем асфальтены из татарских нефтей, и не могут быть использованы в качестве высокоплавкого компонента при получении компаундированных вязких дорожных битумов. Гудроны западносибирских нефтей также имеют меньшую вязкость, плотность, коксуемость, содержание асфальтенов. В них содержится большое количество высокоиндексных углеводородов, причем по сравнению с туймазинским гудроном индексы вязкости соответствующих групп углеводородов выше, а содержани-е асфальтенов в 1,5-2 раза ниже. [c.145]

    Бензиновые фракции западно-сибирских нефтей имеют низкие октановые числа (25—67) вследствие высокого содержания парафиновых углеводородов. [c.384]

    Состав среднеюрских нефтей Медведевского месторождения представляет интерес. Это легкие нефти плотностью 0,83, малосернистые и малосмолистые. Особенность их углеводородного состава заключается в том, что в дистилляте до 85,9% метановых и 9% ароматических углеводородов. Содержание нафтеновых углеводородов низкое, а в некоторых высших фракциях они даже отсут- [c.20]

    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]

    В результате значительной работы было изучено влияние состава лигроина на соотношение между выходами и октановыми числами продукта [20]. Для переработки при различных режимах были использованы лигроины из нофти Кувейта с высоким содержанием парафиновых углеводородов и венецуэльской нефти с низким содержанием парафиновых углеводородов. Были получены данные для дебутанизированного бензина платформинга с октановыми числами по исследовательскому методу в чистом виде от 73 до 99 пунктов. Полученные результаты указывают на то, что парафиновые углеводороды в нефти с низким содержанием нафтенов подвергаются реакции дегидроциклизации, способствуя тем самым значительному повышению октанового числа продукта. Разница в выходах бензинов с октановым числом по исследовательскому методу в чистом виде 95 пунктов из нафтенового и парафинового сырья составляла [c.182]

    Почти все сырые нефти обладают низкой оптической активностью. Вращение обычно правое, но в некоторых случаях оно меняет направленпе, редко его совсем нет. Сила вращения сконцентрирована в определенных фракциях, причем максимум лежит у соединений с молекулярным весом от 350 до 400, это максимум для всех сырых нефтей [157 — 159]. Присутствие оптически активных веществ в устойчивой природной нефти было сильным аргументом в защиту достаточно низкотемпературного происхождения нефти из органических исходных материалов. Сначала считали, что эти соединения являются производными стеринов. Более позднее исследование показывает, что это явление может быть отнесено к углеводородам, особенно к неаро.матическим поли-циклпческим [160]. [c.186]

    В случае использования нефтей с низким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ и ароматических углеводородов следует избегать процесса окисления, поскольку он наряду с уве тичением количества асфальтенов приводит к снижению ароматических соединений в битуме, которых в итоге оказывается недостаточно. Технология получения битумов на основе таких нефтей должна включать процессы концентрирования ас-фальтенов и ароматических углеводородов деасфальтизацию гуд-ронов, экстракцию ароматических углеводородов и др. Целесообразно также увеличивать отбор вакуумного газойля в процессе подготовки гудрона, в результате чего уменьшается доля пара-фино-нафтеновых углеводородов в гудроне.  [c.99]

    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]

    Бензиновые дистилляты, полученные из указанных нефтей, отличаются низкими о ктановыми числами и высоким содержанием серы. Фракции твердиловской и покровской нефтей, отобранные в температурных пределах от 28 до 200°С, имеют октановые числа с 0,82 г ТЭС на кг топлива 44,2 и 46,4 и содержат 0,28—0,26% серы. Низ)кие октановые числа бензиновых фракций находятся в прямой связи с их групповым составом. Во всех фракциях преобладают парафиновые углеводороды. Во фракциях, выкипающих от н. к. до 200 °С, их содержится 67—75%. [c.138]

    В табл. 25 приведены физические свойства, групповой химический состав и дизельный индекс топлив, полученных из ряда нефтей Апшеронского полуострова [12]. Эти данные подтверждают и.эложенные выше положения о влиянии природы сырья и химического состава топлив на их цетановую характеристику. Высокосмолистые беспарафинистые нефти (балаханская тяжелая, бинагадинская тяжелая, кергезская и др.) дают дизельные топлива с высоким содержанием ароматических углеводородов, низким содержанием алканов и, как следствие этого, с низким цетановым числом. Нефти малосмолистые парафинистые (сураханская, кара-чухурская и др.), а также нефти смолистые беспарафинистые (раманинская, балаханская масляная и др.) дают дизельные топлива с низким содержанием ароматических углеводородов, высоким содержанием алканов и, как следствие этого, с высоким цетановым числом. Дизельные топлива из пара-финистых нефтей имеют высокую температуру застывания. С этой точки зрения лучшим сырьем для получения дизельных топлив являются смолистые беспарафинистые нефти типа бала-ханской масляной I сорта, раманинской П сорта и им подобные. [c.84]

    Нефть была перегнана на аппарате АРН-2 с отбором узких фракций, компаундированием которых получена фракция 110—240° С с выходом 29,3%, соответствующая по основным показателям топливу ТС-1. В таблице приведены физико-химические характеристики топлива ТС-1, полученного из грузинской нефти для сравнения приводятся характеристики топлив ТС-1, получаемых из сернистой ромашкинской и шаим-ской нефтей. Топливо ТС-1 из грузинской нефти содержит мало ароматических углеводородов, низкое количество общей и меркаптановой серы и обладает высокой термической стабильностью. [c.57]

    Анализ по методу ndM [21 группового состава масляной части узеньской нефти (XV горизонт), выделениой экстракционной обработкой метанол-ацето-новой смесью по методике, разработанной в Гипровостокнефти [3], показал преимущественное содержание парафиновых углеводородов. Низкое содержание ароматических и повышенное содержание парафиновы.ч углеводородов является одной нз отличительных характеристик нефтей п/о Мангышлак по сравнению с нефтями других районов СССР. [c.78]

    Несомненный интерес представляет исследование М. А. Капе-люшникова [4], показавшего, что нефть при определенном критическом давлении можно перевести в газовое ( надкритическое ) состояние даже при комнатной температуре. Особенно благоприятные условия для перевода нефти в надкритическое состояние создаются в системах нефть—этилен, нефть—смесь низких гомологов метана (этан, пропан, бутан). Не переходят в критическое газовое состояние лишь наиболее высокомолекулярные компоненты — асфальтены и частично высокомолекулярные смолы. Снижение критического давления в системе нефть—газы или введение в эту систему некоторого количества метана сопровождается выпадением наиболее высокомолекулярной части нефти. В этих условиях фракционирование нефти идет в обратном, по сравнению с обычной перегонкой, направлении сначала выпадает наиболее тяжелая часть — асфальтены, затем смолы, высокомолекулярные углеводороды п т. д. Так как легкая часть нефтп вызывает резкое повышение значений критического давления, то лучше подвергать холодной перегонке — ретроградной конденсации — нефть, освобожденную от легколетучих компонентов. Эффективность метода ретроградной конденсации иллюстрируется данными, приведенными в табл. 78 [5]. При разделении отбензиненной ромашкинской нефти, содержащей 14,4% смол и 4,1% асфа.чьтенов, при 100° было получено 75% дистиллята, совсем не содержащего асфальтенов, и лишь 3,5% смол. 75% всех асфальтенов, содержащихся в отбензиненной нефти, было сконцентрировано в первых двух фракциях, составляющих 15% от исходного сырья. В настоящее [c.245]

    Нефтяные системы состоят из низко- и высокомолекулярных углеводородных и неуглеводородных соединений. Углеводородными компонентами нефтяных систем являются в основном представители трех классов соединений алканов, циклоалканов и аренов, а также значительное количество углеводородов смешанного гибридного строения. Алкены н алкадиены в природных нефтяных системах обычно не встречаются, однако могут содержаться в продуктах переработки нефти. Неуглеводородные соединения нефти представлены главным образом смолами и асфальтенами. Элементный состав нефтяных систем колеблется в широких пределах. Так, для природных нефтей массовое содержание основных элементов углерода С, водорода Н и гетероатомов серы 5, азота N и кислорода О составляет С—83— 87, Н—12—14, 5— 0,001—8, N — 0,02—1,7, 0—0,05—3,6%. В значительно меньших количествах в нефтях присутствуют и многие другие элементы. В табл. 4 помеш.ены встречающиеся в нефтях углеводороды и гетеросоединения. [c.21]

    Сперва их источзиком являются радикалы сложных циклических молекул, а затем разрушение полиметиленовых циклов. Поэтому глубоко превращенные нефти содержат уже сравнительно мало высших полиметиленовых углеводородов. Количество метановых углеводородов растет по мере превращения нефти, и лишь в самом конце этого процесса метановые углеводороды превращаются в газы (№ 7 и 8). Так как газы в основном состоят из метановых углеводородов низкого молекулярного веса, можно сказать, что [c.215]

    Нефти состоят из парафиновых углеводородов (алканов), пяти- и шестичленных алициклических углеводородов (циклоалканов или наф-тенов) и ароматических углеводородов, содержащих одно или несколько бензольных ядер. Кроме того, в нефтях содержатся некоторые количества серо-, кислород- и азотсодержащих соединений. Сернистые соединения отрицательно влияют на качество топлива для двигателей и масел, в связи с чем переработка сернистых нефтей значительно усложняется. Поскольку содержание ароматических углеводородов в нефти очень низкое, а этиленовых и ацетиленовых — вообще нет, для их получения применяются специальные методы обработки нефтепродуктов. [c.352]

    Таким образом, изомольная плотность, для расчета которой вполне достаточны данные всего по двум наиболее легко измеряемым физическим свойствам веществ, можно рассматривать как высокочувствительный идентификационный показатель не только применительно к индивидуальным углеводородам, но и нефтяным фракциям. Практическую ценность информации мы видим в использовании ее для целей предварительной химической типизации нефтей, особенно новых месторождений, для предварительной оценки товарных их качеств и прогнозирования наиболее рациональных схем их переработки на НПЗ. Так, прямогонная бензиновая фракция нефти с высокими показателями будет иметь высокие октановые характеристики или ее можно рассматривать как высококачественное сырье для процессов каталитического риформинга. Нефти нафтенового типа можно рассматривать как наиболее благч)приятное сырье для масляных производств. Дизельные фракции нефтей с низкими показателями т.е. парафинового типа, будут характеризоваться плохими низкотемпературными свойствами, а бензиновые их фракции более рационально использовать как сырье процессов пиролиза и т.д. [c.73]

    Кроме перечисленных компонентов, сернистые и высокосернистые нефти в большинстве случаев содержат заметное количество твердых парафиновых углеводородов, обусловливаюш их высокую температуру застывания масляных фракций практически в них полностью отсутствуют нафтеновые кислоты. В бензиновых фракциях таких нефтей углеводороды метанового ряда нормального строения превалируют над нафтеновыми и ароматическими углеводородами, поэтому бензины обладают низкими октановыми числами (40— 46 пунктов по моторному методу при к. к. 200 °С). Заметное содержание серы снижает приемистость бензинов к ТЭС, и для приготовления товарных бензинов из прямогонных фракций сернистых нефтей необходимо снижать их конец кипения, удалять серу и расходовать повышенное количество этиловой жидкости. [c.21]

    По углеводородному составу бензиновые дистилляты из нефтей северо-заладных месторождений отличаются т бенз)инав из туймазинской и ромашкинской нефтей более низким содержанием ароматических и нафтеновых углеводородов. [c.84]

    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]

    Бензиновые дистилляты исследованных нефтей имеют низкую октановую характеристику (табл. 3). Из них наиболее низкими октановыми числами обладают бензины озеркипской нефти. Это полностью соответствует высокому содержанию в них метановых углеводородов (табл. 4). Однако вследствие высокого содержания серы озеркинские бензины обладают плохой приемистостью к этиловой л идкости. Тем же отличаются и бензины из аллакаевской нефти, содержапие серы в которых еще выше. [c.232]

    Нафтеновые углеводороды являются наиболее распространенными углеводородами, входящими в состав нефтей. В низко-кипящих фракциях нефтей присутствуют пяти- и шестичленные нафтешэ (циклопентан и циклогексан), а также йх производные. O o ueHHo богаты нафтеновыми углеводородами бакинские нефти. Содержание нафтеновых углеводородов по фракциям некоторых нефтей приведено в табл. 2. [c.14]

    В последние годы значительно повысились требования к качеству вырабатываемых дорожных битумов. В связи с тем, что битумы, вырабатываемые из парафинистых и высокопарафинистых нефтей, отличаются низким качеством, нами с целью получения высококачественного сырья для битумного производства было осуществлено прямое удаление твердых углеводородов непосредственно из парафинистой нефти до ее перегонки. Долинскую нефть подаергали термообработке при 50 °С, затем охлаждали до комнатной температуры и обрабатывали смесью кристаллического карбамида и тиокарбамида (от 100 до 200% на нефть). Для образования комплекса добавляли 4 - 5% (на карбамид) активатора — метанола. При необходимости в качестве растворителя применяли метиленхлорид при объемном отношении нефть метанол = 200 1. Контактирование проводили в течение 60 мин, частота вращения мешалки [c.203]

    Верхнемеловые (сеноманские) нефти, залегающие на глубинах низким содержанием или отсутствием бензиновых фракций, резко нафтеновым или нафтеново-ароматическим составом средне- и высококипящих углеводородов, низкой или средней сернистостью, средней или высокой смолистостью. Нефти из глубже погруженных горизонтов нижнего мела, юры и палеозоя, как правило, характеризуются облегченным фракционным составом, высокими долями алканов в углеводородном составе дистил-лятных фракций, средней или высокой нарафинистостью и сернистостью, малой или средней смолистостью. В баррем-готеривскнх отложениях на многопластовых месторождениях (например, на Самотлорском) эпизодически встречаются не- [c.5]

    Керосиновые дистилляты из ряда нефтей отличаются низкой высотой некоп-тящего пламени (14—19 мм), что связано с высоким содержанием в них ароматических и нафтеновых углеводородов, и только некоторые дистилляты имеют высоту некоптящего пламени, равную 20 мм. Содержание серы в дистиллятах превышает 0,1%, за исключением дистиллятов, полученных из танатарской и корсакской нефтей, в которых сера содержится в незначительных количествах. [c.160]

    В литературе встречается указание на то, что при помощи ультрафиолетовых спектров можно определить в высококипящих фракциях нефти весьма низкие концентрации (до 0,08%) конденсированных полициклоароматических углеводородов. Следует, однако, подчеркнуть, что для исследования брались высококипящие фракции нефти, подвергавшиеся термокаталитической переработке в довольно жестких условиях. Первая фракция (426—555° С) была получена при вакуумной перегонке очищенного смазочного масла, вторая (315—371° С) — выделена из газойля каталитического крекинга и третья (371—437° С)—из мазута, полученного в процессе парофазного крекинга. Характеристика физических и химических свойств этих фракций [55] показывает, что конденсированные полициклические ароматические структуры, содержащиеся в них, имеют вторичное происхождение, т. е. образовались в процессе переработки нефти. [c.295]

chem21.info

Тяжелые углеводородные газы - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Тяжелые углеводородные газы

Cтраница 1

Тяжелые углеводородные газы и пары Сг - Сб присутствуют в большом количестве в древних отложениях палеозоя. По мере перехода к более молодым мезозойским породам содержание углеводородов С2 - С6 уменьшается. Закономерному изменению состава газа соответствует закономерное изменение углеводородного состава нефти, заключающееся в возрастании доли метановых углеводородов с увеличением глубины их залегания.  [1]

Тяжелые углеводородные газы не образуются в почве и подпочве, в торфяниках и на заболоченных площадях.  [2]

Тяжелые углеводородные газы пропан, бутан и пентан при сжатии легко переходят Б жидкое состояние. Из табл. 2 видно, что для перевода пропана в жидкое состояние при 20 С достаточно сжать его до давления 8 5 кГ / см, а при одновременном охлаждении газа требуется еще меньшее давление. Пентан даже при нормальном давлении легко переходит в жидкость, если ere температура снижается ниже 4 - 36 4 С.  [4]

Наиболее тяжелые углеводородные газы, отличающиеся максимальной растворимостью в нефти, выделяются в особом резервуаре, носящем название газового сепаратора или трапа, куда нефть поступает по трубам из скважины. Именно здесь в результате изменения давления и скорости движущегося газонефтяного потока происходит отделение ( сепарация) газа от нефти, нефтяной пыли, воды и механических примесей. Разделению способствует разница в плотности газа, воды, нефти и примесей. Из нижней части сепаратора отводится вода, из средней - нефть, а из верхней части - попутный нефтяной газ, поступающий на очистку и затем по трубопроводу на газоперерабатывающий завод.  [5]

Обычно тяжелые углеводородные газы при тех же условиях содержат паров воды меньше, чем легкие. Наличие в газе h3S и СО2 увеличивает содержание паров воды, а наличие азота - уменьшает.  [6]

Самые тяжелые углеводородные газы отделяются от нефти в газовых сепараторах. Трап предназначен для отделения ( сепарации) нефти я газа и для очистки газа от нефтяной пыли. На рис. 105 показана схема оборудования трала.  [8]

При прохождении газовой смеси через колонки тяжелые углеводородные газы адсорбируются силикагелем и затем выделяются непрерывным потоком воздуха при нагреве силикагеля. Анализируемая газовая смесь поступает в колонки 1 и 2 поочередно. Разделение газовой смеси связано с замедленным ( за счет теплоизоляции) прогревом силикагеля и различием коэффициентов адсорбции индивидуальных углеводородов.  [10]

Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы - этан, пропан или углекислота. Но объем потребного газа остается весьма высоким.  [11]

В проектируемой Балаханской нефтяной шахте в шахтной атмосфере, кроме метана, могут присутствовать и другие более тяжелые углеводородные газы: этан, пропан, бутан, а также пары нефти, значительно повышающие степень взры-воопасности горючей смеси в горных выработках и к тому же являющиеся токсичными.  [12]

В связи с этим при выделении газа из его естественного выхода или из скважины легкий метан устремляется вверх, а тяжелые углеводородные газы и пары стелятся по земной поверхности и лишь медленно рассеиваются в атмосфере. Эти тяжелые газы и пары могут накопляться в пониженных участках рельефа - в котлованах и лощинах. Известны случаи, когда такое накопление тяжелых газов приводило к взрывам.  [13]

В баллончике 5 мы имеем, таким образом, следующие компоненты: этан, этен, пропан, пропен, бутан и бутены, а также и некоторые другие, более тяжелые углеводородные газы, если таковые присутствовали в анализируемой смеси.  [14]

Газогеохимические исследования территории, проводимые для обеспечения экологической безопасности в процессе реализации хозяйственной деятельности. Скапливаясь, биогазы ( метан, двуокись углерода, а также тяжелые углеводородные газы, окислы азота, аммиак, сероводород и др.) могут образовывать пожа-ро - и взрывоопасные или токсичные концентрации.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Тяжелые углеводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Тяжелые углеводород

Cтраница 1

Тяжелые углеводороды, присутствующие в газе, на зеркале образуют несмачива-емую пленку, и это занижает результаты измерений. Индикатор кондиционности газов Харьков - 1М используется для контроля работы промысловых установок подготовки газа и головных сооружений магистральных газопроводов, эффективности применения ингибиторов гидратообразования, в частности метанола, а также при определении фазовых характеристик газов. Указанный прибор малогабаритный и может эксплуатироваться в стационарных и полевых условиях на открытом воздухе.  [1]

Тяжелые углеводороды удаляют из ОКГ абсорбцией поглотительным маслом ( ПМ), а непредельные углеводороды-каталитическим гидрированием. На рис. 9.8 приведена принципиальная схема очистки ОКГ.  [3]

Тяжелые углеводороды, содержащиеся в газе, выделяют главным образом для облегчения условий компрессии, создания нормальных условий для осушки пирогаза и удаления из него методом гидрирования ацетиленовых примесей. В настоящее время для выделения тяжелых углеводородов из газа пиролиза применяют процессы конденсации и абсорбции. Наиболее просто тяжелые углеводороды выделяются при переработке газа пиролиза этана. В этом случае газ на выходе из компрессора промывают маслом, а иногда дополнительно очищают на угольных адсорберах.  [5]

Тяжелые углеводороды С и выше более прочно удерживаются силикагелем и при регенерации удаляются не полностью.  [7]

Тяжелые углеводороды, присутствующие в газе, на зеркале образуют несмачиваемую пленку, и это занижает результаты измерений. Полированный металлический стержень б с одного торца охлаждается, а с другого - подогревается. Анализируемый газ обтекает стержень, и конденсация углеводородов и влаги на нем происходит в соответствии с градиентом температуры, который измеряется с помощью термометров, вмонтированных в карманы по высоте стержня.  [8]

Тяжелые углеводороды скапливаются обычно в нижней зоне - у пола, в лотках, извлечь их отсюда можно только принудительной вытяжкой. Схема вытяжной вентиляции во всех насосных однотипная. Две трети загрязненного воздуха удаляется из верхней зоны через фонарь и одна треть из нижней - осевыми вентиляторами во взрывозащищенном исполнении. Воздух, удаляемый вытяжными агрегатами, выбрасывается в атмосферу на уровне 2 м над крышей.  [9]

Тяжелые углеводороды ( Се и выше) Состав тяжелых компонентов пирогаза исследован мало. В большинстве случаев бывает известна суммарная концентрация углеводородов С5, что для проектирования узлов выделения тяжелых углеводородов совершенно недостаточно. Как минимум, надо иметь следующие данные: средний молекулярный вес суммы углеводородов С5, кривую температурной разгонки их и общий химический состав - парафины, олефины, циклические углеводороды.  [10]

Тяжелые углеводороды ( выше С1о - С13) могут попасть в систему газоразделения в виде паров смазочных масел из компрессоров и замерзнуть в ней.  [11]

Тяжелые углеводороды выводятся из системы для разделения и использования, а нагретый хладоноситель подается самотеком в контактную колонну-теплообменник холодильного цикла 3, в которую подается жидкий хладагент, например пропан.  [12]

Тяжелые углеводороды на газобензиновых заводах улавливают абсорбцией при обычной или пониженной температуре, низкотемпературной конденсацией и адсорбцией твердыми поглотителями.  [13]

Тяжелые углеводороды, имеющиеся в природных газах, также вредно действуют на мозг и нервную систему человека. При долгом нахождении в этой среде может наступить потеря сознания и в некоторых случаях смерть. Углеводороды выше этана С2Н6 тяжелее воздуха и поэтому колодцы и вообще низкие места являются очагами их скопления.  [14]

Тяжелые углеводороды имеют глубинное происхождение.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru