Фактор нефтяных фракций

Рис. 2.2. Номограмма для определения молекулярной массы и характеристического фактора нефтяных фракций [5].

Рис. 1-26. Взаимозависимость мольной массы, критической температуры, плотности, средней мольной температуры кипения и характеризующего фактора нефтяных фракций.

Рис. 1-88. Зависимость ацентрического фактора нефтяных фракций от псевдокритического давления, псевдокритической температуры и средней мольной температуры кипения.

Характеризующий фактор нефтяных фракций в сочетании с эмпирическими кинетическими зависимостями и уравнения-.ми материального и энергетического балансов реактора синтез-газа позволяют достаточно надежно рассчитать удельный расход кислорода и термический к. п. д. по холодному газу непосредственно из таких общеизвестных и легко измеряемых свойств сырья, как плотность, вязкость и содержание серы. [c.197]

Фактор К, учитывающий химическую природу рассматриваемой нефтяной фракции, обычно изменяется в пределах от 11 до. [c.21]

Давление, сдвиг а другие факторы. Вязкость нефтяных фракций может значительно увеличиться с увеличением давления. Этот факт подвергается широкому обсуждению, так как, вероятно, оказывает большое влияние на процесс действия смазки [77]. [c.178]

На рис. 2 и 3 показана зависимость между молекулярным весом и средней молекулярной температурой кипения нефтяных фракций с различной плотностью и с разными значениями характеризующего фактора. [c.39]

Здесь fi — фактор (коэффициент) сжимаемости, зависящий от температуры, давления и природы газов (нефтяных паров). На рис. 7 и 8 приведены значения коэффициента сжимаемости в зависимости от приведенных температур и давлений соответственно для углеводородов и нефтяных фракций. Коэффициент сжимаемости смеси газов может быть определен по формуле [c.47]

Рис. 27. График для определения теплоты испарения нефтяных фракций в зависимости от средней молекулярной температуры кипения и молекулярного веса или характеризующего фактора.

Псевдокритические параметры нефтяных фракций находят по кривым на рис. 1.14 [20] в зависимости от их молекулярной массы н характеризующего фактора К, определяемого по формуле Крэга — уравнение (1.35). [c.59]

Технологические параметры гидроочистки в каждом конкретном случае определяются соответственно качеством перерабатываемого сырья, требованиями к качеству получаемой продукции и типом используемого катализатора, которые указаны в задании на проектирование. В качестве примера в табл. 2.1 приведены технологические параметры гидроочистки некоторых нефтяных фракций на алюмокобальтмолибденовом катализаторе. В указанных условиях гидроочистки термодинамическое равновесие всех реакций гидрирования органических соединений серы и непредельных углеводородов практически нацело смещено вправо, и глубина гидрогенолиза определяется кинетическими факторами. Тепловые эффекты этих реакций приведены в табл. 2.2. [c.142]

Процессы гидроочистки углеводородного сырья, нефтяных фракций и нефти являются в настоящее время, как показано в гл. 1, самыми распространенными гидрогенизационными процессами. Их быстрое развитие было предопределено в основном двумя факторами 1) вредным действием сернистых соединений, содержащихся в моторных топливах, в ходе эксплуатации двигателей и загрязнением атмосферы сернистым газом после сгорания этих соединений и 2) значительным удельным весом сернистых нефтей в общем балансе нефтедобычи. Вследствие этого в разработке и освоении процессов гидроочистки уже достигнуты существенные успехи и еще более благоприятные перспективы их развития можно ожидать в будущем (см. стр. 10, 12 сл.). Поскольку гидроочистке подвергаются разные виды сырья с различным не только количественным, но й качественным содержанием сернистых соединений, процессы гидроочистки многообразны (см. гл. 1-) и столь же многообразны чисто химические вопросы, которые нужно решить для понимания механизма известных и создания новых процессов гидроочистки. Основными из этих вопросов являются природа и реакционная способность сернистых соединений нефтей, а также особенности механизма и энергетики гидрогенолиза С—S-связей, поскольку необходима селективность их разрыва без затрагивания в одних случаях ординарных связе , в других случаях — ароматических или олефиновых связей и т. д. Очевидно, что вопросы химии превращений сернистых соединений было бы полезно связать со свойствами и составом применяемых катализаторов. Эти вопросы и будут рассмотрены ниже. Что касается технологии процессов гидроочистки, они весьма полно рассмотрены в обзорных работах, например [c.278]

Коксообразование является одной из основных причин дезактивации катализатора. Образующийся при крекинге нефтяных фракций в результате различных реакций кокс обычно подразделяют на каталитический , дегидрогенизационный , хемо-сорбционный и десорбируемый . Соотношение указанных компонентов в суммарном коксе определяется многими факторами, но в среднем находится соответственно в пределах 45—65, 15—30, 10—20 и 5—10% отн. [c.110]

Характеристический фактор К применяется для классификации нефтей и нефтяных фракций по химическому составу. Для парафиновых углеводородов среднее значение К 13, для нафтеновых ж 11,5, для ароматических 10,5. Использование сырья с более высокими К приводит к улучшению показателей крекинга. [c.111]

Псевдокритические параметры для нефтяных фракций можно определить по ее молекулярной массе М и характеризующему фактору К (рис. ХП1-3). [c.233]

В табл. 1.5 приведены данные о теплоте испарения алканов, а с помощью рис, 1.12 можно определить теплоту испарения нефтяных фракций в зависимости от молекулярной. массы и характеризующего фактора фракции. [c.28]

Рис. 5. График для определения псевдокритических параметров нефтяных фракций с различным характеризующим фактором К-

Предложена динамическая модель алканов с переменным значением угла раскрытия 0 в точке плавления по сравнению со статической моделью с постоянным углом раскрытия [87]. Оказалось, что в точке фазового перехода индивидуальных нормальных алканов отношение угла раскрытия к их температуре плавления остается величиной постоянной. На основе этой закономерности удается с большой точностью вычислить температуру плавления алканов в зависимости от числа углеродных атомов в их молекуле. Алканы, выделенные из нефтяных фракций, представляют собой сложную смесь кристаллизующихся углеводородов. О влиянии различных факторов на выделение их из нефтяных фракций кристаллизацией см, [88]. [c.24]

Состав продуктов крекинга оценивается в форме "распределения продуктов по составу". Хорошее распределение продуктов означает подавляющее преобладание бензина над газом и коксом. "Качество продуктов" крекинга вне зависимости от того, представлены ли они олефиновыми, парафиновыми или ароматическими углеводородами, оценивается их антидетонационны-ми свойствами. Указанные факторы регулируются технологическими условиями процесса, составом исходных нефтяных фракций и природой катализатора. Мы не будем рассматривать зависимость между этими всеми параметрами, укажем только, что они сложны но их можно рассчитать на электронно-вычислительных машинах. [c.44]

Рассмотрено современное состояние процесса депарафинизации нефтяных фракции.Описано влияние различных факторов при волновом воздействии в процессе депарафинизации. Отдельный раздел посвящен расчету волнового генератора. [c.2]

Структурные единицы (исходные надмолекулярные структуры, промежуточные и конечные их виды) имеют сложное строение, обусловленное природой и геометрической формой макромолекул ВМС, поверхностными силами между ними, взаимодействием дисперсной фазы с диснерсионной средой и другими факторами. Нефтяные фракции, состоящие из смеси полярных и неполярных соединений, взаимодействуют с надмолекулярными структурами, в результате чего вокруг надмолекулярной структуры (ассоциата или комплекса) формируются сольватные оболочки различной толщины. Такая дисперсная частица сложного строения (надмолекулярная структура+сольватный слой) способна к самостоятельному существованию и получила название сложной структурной единицы (ССЕ). [c.13]

Для проведения подобного рода расчетов необходимо располагать мольной кривой ИТК нефтяной фракции и значениями А -факторов ее гипотетических компонентов. Экспериментально определенные кривые ИТК обычно представляются как функции объемной или массовой доли отгона и поэтол1у для проведения расчетов должны быть пере- [c.105]

II качестве параметра. Характеризуюяцгй фактор К, учитывающий химическую природу рассматриваемой нефтяной фракции, изменяется в пределах от 10 до 13 для нефтяных фракций различного химического состава. [c.19]

Результаты вычислений по этой формуле отличаются от экспериментально полученных данных на 3—5%. А. С. Эйгенсон уточнил формулу Б. П. Воинова для нефтяных фракций подбором постоянных величин а, Ь, с в зависимости от характеризующего фактора К. Значения постоянных а, Ь ш с приведены ниже [c.39]

При помощи уравнений Трутона и Кистяковекого построен график зависимости между теплотой испарения нефтяных фракций, их средней молекулярной температурой кипения, молекулярным весом и характеризующим фактором (рис. 27). Теплоты испарения нефтяных дистиллятов при атмосферном давлении в первом приближении могут быть оценены следующими величинами для бензина 70—75, керосина 60—65, дизельного топлива 55—бО игазойля 45—55 ккал/кг. Температура и давление заметно влияют на величину теплоты испарения — с повышением температуры и давления теплота испарения уменьшается. В критический точке, где нет различия между жидкостью и паром, она равна нулю, а при температурах ниже критической, если известна теплота испарения при какой-либо температуре У о, может быть найдена по формуле [c.67]

Хотя соотношение между гидрофильными и гидрофобными элементами и является ключевым фактором химической характеристики мембран, используемых для водных сред, последние не являются единственными в практике мембранного разделения. Разделение нефтяных фракций, например, может быть проведено с помощью полиэтиленовых мембран разной степени кристалличности. Такие мембраны уже были использованы для выделения испарением через мембрану л-ксилола из раствора, содержащего все три изомера. Аналогично в случае систем с полярностью, промежуточной между полярностью водных и углеводородных сред, разделение можно провести с помощью мембран, в которых установлено нужное соотношение между лиофобными и лиофиль-ными элементами по отношению именно к данному растворителю. Для такого в.одноподобного растворителя, как метанол, можно использовать мембраны те же или близкие к тем, которые используют для разделения водных растворов. Так и ацетатцеллюлозные, и мембраны из метилированного полиамида можно (с небольшими изменениями) использовать для разделения спиртовых растворов, в том числе и для низкомолекулярных спиртов. [c.70]

Рис. 1.14. График для определения исевдокритических параметров нефтяных фракций в зависимости от их молекулярной массы М и характеризующего фактора К

Плотность. Это одна из важиейщих и щироко употребляемых характеристик нефтей и их фракций. Она связана с составом нефти и определяется им. По известному значению плотности могут быть определены многие свойства нефтяных фракций. Так, плотность используется для вычисления характеризующего фактора, молекулярной массы, для определения тепловых и других свойств нефтяных фракций. По данным [41] из 1000 нефтей СССР около 85 % имеют плотность 0,81—0,90, хотя встречаются нефти легче и тяжелее указанных пределов, например нефть месторождения Атабаска (Канада) имеет плотность 1,027, Джела (Италия) — 1,019, а Гуаируй (Боливия) —0,75 [20]. [c.18]

Реакция образования оксониевого соединения характеризуется низкой энергией активации, на полноту превращения оказывает слабое влияние стерический фактор. Выше рассмотрена сернокислотная экстракция- сульфидов из высокосернистых нефтяных фракций растворами 86—91 %-ной серной кислоты, основанная на образовании сульфоксониевых соединений [c.250]

Характеристический фактор К является достаточно простым и удобным критерием оценки свойств сырья крекинга. Его применяют для классификации нефтяных фракций и нефтей по химическому составу [4]. Для парафиновых углеводородов среднее значение К составляет 13, для нафтеновых 11,5, для ароматических 10,5. Показатели каталитического крекинга заметно улучшаются при иопользованип сырья с более высокими значениями характеристического фактора. При вычислении этого фактода и ододьзуют зависим ость, связывающую его со средней усредненной температурой кипения ср.уср и относительной плотностью < 4 нефтепродукта [4, 5] [c.12]

При крекинге фракций, являющихся сложной смесью углеводородов разной реакционной способности, активность обменных форм цеолитов типа X и Y в конверсии исходного сырья определяется общей кислотностью [22], а селективность выхода продуктов— наличием кислотных центров определенной силы [18, 21]. На рис. 3,15 приведена зависимость конверсии нефтяной фракции (газойля) от протонной кислотности кальциевой, марганцевой и редкоземельной (лантановой) форм цеолита типа X [22], Влияние кислотности цеолита REHY, изменяемой термопаровой обработкой, на селективность выхода бензина и кокса при крекинге нефтяной фракции показано на рис, 3.16. Факторы бензина и кокса, определяемые как отношение нх выхода на исследуемом катализаторе к выходу на стандартном катализаторе при равной конверсии сырья, существенно зависят от числа сильнокислотных центров Hq —8,2 мэкв/г) [18]. С уменьшением числа сильнокислотных центров при термопаровой обработке селективность по бензину растет, а по коксу—падает. Это свидетельствует об отрицательном влиянии сильнокислотных центров на селективность выхода бензина при крекинге нефтяных фракций. [c.38]

Селективность цеолитсодержащего катализатора в условиях равной конверсии сырья характеризуется более сложной зависимостью от содержания цеолитного компонента. Здесь проявляется противоположное влияние роста активности цеолита и массовой скорости подачи сырья, необходимой для обеспечения равной конверсии. Авторами работы [2] изучен крекинг нефтяной фракции западно-техаоского газойля (характеристический фактор Х=12,1) на опытной установке при 493 °С, отношении катализатор сырье, равном 4 1, и массовых скоростях подачи сырья от 10 до 40 ч на образцах цеолитсодержащего катализатора с содержанием цеолита типа У в редкоземельной обменной форме от О до 12% (масс.). При увеличении содержания цеолита до 6% (масс.) конверсия сырья почти линейно растет при заданной массовой скорости подачи его в реактор (рис. 3.22, а). Дальнейшее увеличение содержания цеолита до 12% (масс.) ябвишает конверсию сырья, но в значительно меньшей стенени. Нря- шето-янной конверсии 70% (об.), о беопечиваемой варьированием- массовой скорости подачи сырья, увеличение содержания цеолита в катализаторе от О до 6% (масс.) обусловливает (см, рис. 3.22) [c.45]

Это уравнение, в котором учитывается влияние такцх факторов, как качество сырья, парциальное давление углеводородов, истинная каталитическая активность катализатора, начальная активность регенерированного катализатора при различном содер"-жании остаточного кокса, хорошо описывает выход кокса при крекинге разнообразных нефтяных фракций на цеолитсодержащих катализаторах в лифт-реакторе и в псевдоожиженном слое. [c.148]

Способы кантактирования. Существует несколько способов контактирования нефтяного сырья с карбамидом из них наиболее эффективно перемешивание, применяемое на промышленных установках карбамидной депарафинизации. Длительность и интенсивность перемешивания существенно влияют на глубину извлечения из сырья комплексообразующих углеводородов. Время, необходимое для максимального извлечения твердых углеводородов, возрастает пропорционально росту вязкости сырья следовательно, при повышении температур выкипания нефтяной фракции скорость комплексообразования снижается. Так как массообмен происходит на границе раздела жидкость — жидкость (раствор карбамида) или жидкость — твердый карбамид, то чем интенсивнее перемешивание, тем больше скорость комплексообразования. Этот показатель является одним из. факторов, определяющих производительность установок карбамидной депарафинизации. Обычно длительность перемешивания составляет 30—60 мцн при частоте вращения мешалки 60 мин (рис. 77). [c.225]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология