Глубина парафины

Если окисляют смеси парафинов с различной длиной цепи, вполне вероятно, что высшие углеводороды с длинной цепью при малых степенях превращения будут реагировать относительно чаще, чем низшие, поэтому кислоты будут в среднем иметь более длинные цепи. По мере того, как глубина окисления будет увеличиваться, станет все заметнее появление продуктов расщепления низших углеводородов. [c.585]

Увеличение глубины отбора светлых из нефти (фракций до 350—360°С) является -важнейшей задачей технологии первичной перегонки нефти в связи с современной тенденцией углубления переработки нефти, получения облегченного по составу дизельного топлива как сырья для производства парафинов и утяжеленной по составу легкой масляной фракции как основы для производства высококачественных масел. Повышение четкости погоноразделения является также одной из важных задач технологии переработки нефти, поскольку основные показатели качества дистиллятных фракций существенным образом зависят от фракционного состава дистиллятов. [c.167]

Глубина депарафинизации фильтрата при этих процессах определяется температурой охлаждения и фильтрации перерабатываемого продукта, а также чистотой удаления из него твердой фазы. При полном удалении при фильтрации выкристаллизовавшегося парафина температура насыщения фильтрата оказывается равной температуре фильтрации или ниже ее на 0,5—1°. Температура же застывания фильтрата лежит еще на 2—3° ниже температур фильтрации и насыщения, поскольку для застывания фильтрата необходимо, чтобы из него дополнительно выкристаллизовалось некоторое количество парафина. [c.94]

Весьма важное значение при процессе обезмасливания имеют техническое состояние фильтров и качество осуществляемых на фильтрах операций, особенно промывки лепешки. При неудовлетворительной промывке лепешки, например, вследствие неравномерного распределения растворителя на ее поверхности полнота обезмасливания резко снижается. Она ухудшается также и при плохом состоянии фильтровальной ткани, неполадках в работе вакуумных насосов, недостаточной глубине вакуума в секторе промывки фильтра и других причинах. По данным некоторых зарубежных источников [25, 26], для достижения высокой глубины обезмасливания парафина необходимо применять очень хорошо обезвоженный растворитель и тщательно следить за отсутствием в нем даже самых незначительных количеств масла, которое может попасть в него при регенерации. [c.197]

Л1, ширина 3 Л1, глубина 0,25—0,40 м, диаметр нагревательных трубок 21—27 лш, размер ячеек сетки, поддерживающей потеющий парафин, 3—8 мм. [c.227]

Скорость крекинга сильно зависит от температуры. С понижением температуры глубина разложения углеводородов уменьшается. Без катализаторов углеводороды практически не расщепляются при температурах ниже 360°, в присутствии же катализаторов они крекируются и при более низких температурах. Например, по данным А. Ф. Добрянского и Г. Я. Воробьевой твердый парафин в присутствии природной глины гумбрина крекируется при 300° с образованием легких жидких продуктов и газа. [c.15]

Выходы продуктов каталитического крекинга зависят от глубины превращения, свойств сырья и условий проведения процесса. В табл. 1 указаны типичные выходы продуктов однократного крекинга над синтетическими алюмосиликатными катализаторами прямогонных керосиновых и соляровых дистиллятов нарафинистых и парафино-нафтеновых нефтей. Из табл. 1 видно, что суммарный выход бензина и бутан-бутиленовой фракции составляет при 50%-ной глубине крекинга около 40%, а при 60%-ной около 47 %. [c.9]

Для большинства нефтей I типа характерно значительное преобладание метановых УВ над нафтеновыми и нафтеновых над ароматическими в бензинах и парафино-нафтеновых УВ над нафтено-ароматическими во фракции выше 200 °С нефти легкие малосмолистые малосернистые парафинистые. Эти нефти имеют очень широкий глубинный и стратиграфический диапазон распространения и встречаются (в отложениях от мио-ная до протерозоя) почти во всех нефтегазоносных провинциях Советского Союза. [c.19]

УВ в них и их эмиграции, состав ОВ и другие факторы влияют на количество генерированных и эмигрировавших УВ, поэтому подчас бывает трудно выявить генетические различия нефтей по количеству парафино-нафтеновых или нафтено-ароматических УВ. Эти различия более четко отмечаются по структуре УВ (см. рис. 2). В нефтях и ОВ пород в одноименных толщах наблюдаются близкие содержания парафиновых УВ и моноциклических нафтенов и почти идентичные — три-, тетра-, пента-и гексациклических нафтенов. Следует отметить, что содержание этих УВ в ОВ пород в каждой нефтематеринской толще независимо от глубины залегания, температуры и стадии катагенеза почти не меняется. [c.35]

Рядом геохимиков как в Советском Союзе, так и за рубежом отмечалось, что на больших глубинах, в зонах вьюоких температуры и давления состав нефти изменяется в сторону метанизации, уменьшения плотности и доли смолисто-асфальтеновых компонентов, упрощения углеводородных структур, особенно ароматических, и сложных гибридных нафтено-ароматических и парафино-нафтеновых молекул. Это положение признается большинством геохимиков. Менее изучен вопрос, связанный с выделением (глубина, температура, давление) катагенных зон, где эти изменения носили бы ярко выраженный характер. Во-первых, материалы по геохимии нефти показывают, что не всегда в условиях больших глубин нефти катагенно изменяются. Во-вторых, катагенные изменения нефтей в разных регионах и стратиграфических комплексах происходят в разных термобарических условиях и на разных глубинах. [c.137]

Кроме того, причиной, осложняющей закономерно возрастающую метанизацию нефтей в зоне катагенеза с возрастанием глубины и температуры, является особенность структур УВ нефтей разных генетических типов. Нами были изучены нефти, залегающие на глубинах более 4 км, из 140 скважин из отложений плиоцена, эоцена, юры и девона месторождений Предкавказья, Азербайджана, Прикаспийской впадины и Белоруссии. Состав исследованных нефтей и конденсатов приведен в табл. 46, а его изменения показаны на рис. 24. Для глубокозалегающих нефтей характерно высокое содержание бензинов и парафино-нафтеновых УВ в отбензиненной нефти. Последние имеют низкую степень циклизации молекул и высокое содержание СН -групп в парафиновых цепях. Структура парафиновых цепей в парафино-нафтеновой фракции (соотношение количества СНг-групп в коротких и в длинных цепях, степень разветвленности цепей) с ужесточением термобарических условий меняется по-разному (рис. 25). В нефтях первой группы наблюдается сокращение доли длинных цепей и возрастание доли коротких, что может быть связано с деструкцией парафиновых цепей. Это ведет к увеличению содержания легких и газообразных УВ и образованию газоконденсатных залежей. Во второй группе нефтей с погружением возрастает относительная роль [c.139]

В Прикаспийской впадине свойства и состав нефтей в подсолевых отложениях практически не зависят от современных условий залегания. Так, для нефтей, залегающих в девонских (в обрамлении) и в каменноугольных отложениях, не было получено значимых коэффициентов корреляции с условиями залегания. В нефтях мезозойских отложений как по отдельным комплексам, так и по мезозою в целом установлены связи между их составом и геологическими условиями. Так, например, состав и свойства нефтей, залегающих в юрских отложениях, с высокими значениями коэффициентов коррелируются с глубиной и минерализацией вод (плотность нефти, содержание бензина, парафино-нафтеновой фракции, бензольных смол и т. д.). [c.148]

Равновесная глубина дегидрогенизации перечисленных реакций увеличивается с повышением температуры и уменьшением давления. Влияние температуры на дегидрирование парафиновых углеводородов до олефинов в условиях термодинамического равновесия показано на рис. 1 и в табл. 2. Вполне очевидно, что 50%-ная конверсия парафинов Сд и выше в альфа- [c.190]

Окисление ведется до кислотного числа 70, что соответствует 30—35%-НОЙ глубине превращения исходного парафина. Продолжительность процесса окисления составляет 18—20 ч. [c.150]

В процессе окисления парафиновых углеводородов наряду с кислотами и другими кислородсодержащими соединениями в продуктах реакции образуется значительное количество высших жирных спиртов. В результате исследований было установлено, что в начальный период окисления скорость образования спиртов значительно превышает скорость образования кислот и карбонильных соединений. С увеличением глубины окисления парафинов содержание спиртов достигает максимума, а затем в результате дальнейших окислительных превращений начинает падать. Чтобы избежать нежелательных превращений спиртов, необходимо либо ограничить время пребывания продуктов окисления в зоне реакции, либо обеспечить защиту образовавшихся спиртов путем введения в реакционную зону ингибиторов их дальнейшего окисления. Работы, проведенные в каждом из указанных направлений, привели к разработке двух различных процессов получения высших жирных спиртов путем прямого окисления парафиновых углеводородов в жидкой фазе. [c.160]

В Институте нефтехимического синтеза АН СССР под руководством Л. Н. Башкирова разработан процесс производства высших жирных спиртов методом окисления парафинов в присутствии борной кислоты [79—81 ]. Наличие в зоне реакции борной кислоты позволяет фиксировать процесс на стадии образования спиртов, несмотря на сравнительно высокую глубину окисления. [c.160]

На промышленной установке в Шебекино окисление парафинов осуществлено в условиях периодического процесса. Время пребывания сырья в зоне окисления 3—4 ч. На окисление подается предварительно нагретая смесь свежих и возвратных углеводородов. Борная кислота вводится в окислительную колонну в виде ее суспензии в возвратных углеводородах. Процесс окисления осуществляется при температуре 165—170° С. В качестве окислителя используется азотокислородная смесь с содержанием кислорода 3—5%. Расходуемый на окисление кислород восполняется добавлением свежего воздуха с одновременным удалением части циркулирующего газа. Глубина превращения исходных углеводородов поддерживается на уровне 25—30%. [c.161]

Процесс совместного производства синтетических жирных кислот и натрийалкилсульфатов методом непрерывного окисления жидких парафинов. Сущность данного метода заключается в непрерывном окислении жидких парафинов в присутствии катализатора — нафтената марганца. Для обеспечения максимального выхода спиртов процесс ведется при относительно низкой температуре и ограниченном времени пребывания (а вместе с тем и глубины окисления) исходных парафинов в зоне реакции. Для понижения скорости окисления спиртов в качестве окисляющего агента используется азотокислородная смесь с содержанием кислорода 4—5%. В выбранном режиме окисления получаемые высшие жирные спирты представлены смесью первичных и вторичных спиртов. Однако в отличие от процесса прямого окисления парафиновых углеводородов в присутствии борной кислоты менее жесткие условия окисления рассматриваемого варианта обеспечивают более благоприятный состав смеси спиртов, в которой содержание первичных спиртов составляет 45—50%. [c.172]

Хлорирование можно вести также непрерывно в условиях противотока. Схема такого способа работы показана на рис. 60. Подобным я е способом можно хлорировать парафин. Хлор про-пускагот через расплавленный парафин при 70— 100° до тех пор, пока не будет достигнута лгелае-мая глубина хлорирования. Метод пригоден и для хлорирования полиэтилена. [c.116]

Первая регенерация катализатора проводится после примерно 700 час. работы. Начальную температуру синтеэа принимают 185° и затем поднимают до 190°. После регенерации катализатор снова обеспечивает исходную глубину превращения. За 4—6 месяцев работы катализатор регенерируют 4—5 раз. Катализатор дезактивируется главным образом вследствие отложений на нем высокоплавкого парафина. При регенерации этот парафин удаляют экстракцией, а катализатор восстанавливают водородом. [c.93]

По мере увеличения глубины окисления содержимое реактора начинает пениться, что осооенно заметно при переработке высокомолекулярных парафинов. Для разрушения пены устраивают особые приспособления. [c.456]

Высшие жирные кислоты окрашены в темный цвет, их натровые соли пенятся хуже. Из них можно получить фракционировкой продукт, весьма похожий на стеариновую кислоту. Выше 320° особенно при длительной перегонке наступает разложение с отщеплением двуокиси углерода, в результате чего в дистилляте снова появляются неомыляемые . Кубовый остаток, количество которого достигает 10—20% в зависимости от исходного парафина и от глубины окисления, переводят в медный куб обогреваемый газом, и перегоняют с водяным паром при 10 Л1жрт. ст.. Когда температура кубовой жидкости дойдет до 350°, перегонку прекращают. [c.461]

Как было уже сказано, выходы овделъных фракций зависят от способа окисления, температур выкипания исходного парафина, глубины окисления и т. д. В табл. 122 приведены результаты разгонки, проводившейся в промышленном масштабе на заводе Дойче Феттзоире-верке . Исходным сырьем для, окисления служил главным образом синтетический парафиновый гач. Общий выход жирных кислот составлял около 80% в расчете на превращенный парафин. Около 15% терялось уже в процессе окисления в виде двуокиси и окиси углерода и растворимых в воде продуктов окисления 1—2% терялось при перегонке. [c.461]

В настояшее время реализовано несколько модификаций процесса каталитического дегидрирования парафинов под давлением водорода на платинсодержащем катализаторе процессы фпрмы ЮОП (США) ио производству олефинов п выше (пакол-процесс) и Сз—С5 (катафин-ироцесс, процесс оле-флекс — рис. 55). Селективность процессов — до 90% для Сз — 5 и более 90% для высших олефинов. Ацетиленовые и диеновые углеводороды практически отсутствуют вследствие давления водорода и применения гидрирующего катализатора. Глубина деструкции исходного парафина минимальная — выход газа С —Сг не превышает 5%. [c.159]

Глубина извлечения парафина, т. е. глубина депарафинизации обрабатываемого сырья в этих процессах, зависит от температуры охлаждения обрабатываемого раствора, природы применяемых растворителей и кратности разбавления исходного продукта растворителями. Процессы депарафинизации данной группы будут именоваться в последующем изложении обобщающим наименованием — депа а щмшция ри [c.92]

Соотношение (46.111) показывает, что при повышении в реагирующем растворе концентрации карбамида а концентрация парафина йп должна уменьшаться. Поэтому для повышения глубины извлечения парафина стремятся применять растворы карбамида наибблее высокой концентрации и иметь в зоне реакции избыток твердого карбамида для пополнения его убыли в реагирующей среде. [c.140]

Процессы депарафинизации нефтяных продуктов из растворов в избирательных растворителях — наиболее универсальные процессы, применяемые для переработки наиболее широкого ассортимента сырья, начиная от легких дистиллятных масляных фракций и кончая тяжелыми очищенными остаточными продуктами. И в отношении глубины депарафинизации эти процессы позволяют получать масла, как частично депарафинированные с температурами застывания —10 Ч--20°, так и глубоко освобожденные от кристаллизующихся компонентов с температурами застывания вязкостного характера, достигающими для легких масел —45-4- —50° и ниже. Данные процессы применяют также для обезмасливания гачей и петролатумов с целью изготовления из них технических парафинов и церезинов. [c.181]

Нефти VII типа от всех предыдущих отличаются отсутствием бензиновой фракции, значительным преобладанием парафино-нафтеновых УВ над нафтено-ароматическими, рюзким возрастанием роли очень тяжелых нефтей, повышением процента высокосмолистых, сернистых, малопара-финистых нефтей. В отличие от всех рассмотренных типов подавляющая часть нефтей VII типа залегает на небольших глубинах. Нефти VII типа могут быть охарактеризованы как нефти, лишенные бензина, со значительным преобладанием парафино-нафтеновой фракции над ароматической, очень тяжелые, смолистые, сернистые, малопарафинистые. [c.25]

Содержание парафино-нафтеновой фракции ОВ в каждой нефтематеринской толще колеблется, поэтому трудно установить какие-либо кор-релятивы между нефтью и генерировавшим ее ОВ по количеству парафино-нафтеновой фракции. Ясно только одно - подавляющее количество парафино-нафтеновых УВ, которые генерировались ОВ, наследуется нефтью. В ОВ остается лишь небольшая часть этих фракций. Содержание ароматических УВ в нефтях (в отбензиненной части) и в ОВ близкое. Так, в нефти I группы столько же ароматических УВ, сколько и в ОВ нижнетриасовой терригенной нефтематеринской толще (в образцах, отобранных на глубине 1200 м). С глубиной количество ароматических УВ в ОВ пород возрастает. В среднетриасовой терригенно-карбонатной толще содержание ароматических УВ в нефтях и в ОВ пород (до глубины 3 км) также почти идентично, а в среднетриасовой карбонатной нефтематеринской толще в нефти аренов на 5—10 % больше, чем в ОВ. Приведенные данные дают основание предполагать, что нефти лишь частично наследуют ароматические УВ. Как и в случае парафино-нафтеновых УВ, нельзя определенно говорить о процентах парафино-нафтеновых и ароматических УВ, эмигрирующих из НМТ. Особенности условий генерации [c.34]

В качестве примера унаследованности нефтями подобных различий от ОВ можно привести данные о составе нефти и ОВ из межсолевых отложений (площадь Светлогорская). Нефти и ОВ близки по содержанию парафино-нафтеновых и нафтено-ароматических УВ в нефти соответственно 42—62 и 16—26 %, в ХБ — 58—69 и 10-22 %. Наибольшее сходство состава нефти и ХБ характерно для ОВ пород, залегающих на глубинах около 4 км на стадии катагенеза МК . [c.77]

Как видно из приведенных данных, условия выделения зоны катагенеза даже в одном регионе не одинаковы. Один из основных факторов, приводящих к катагенным изменениям нефтей, по мнению большинства геохимиков, температура. Анализ геохимического материала по нефтям ряда регионов Советского Союза показал, однако, что закономерного возрастания метанизации нефти с увеличением современной температуры не наблюдается. Корреляционно-регрессивнный анализ состава нефти и условий ее залегания, в том числе и температуры, показал, что как в Предкавказье [11], так и в Прикаспии [5] в каждом стратиграфическом комплексе связь между составом нефти и современной температурой очень сложная. Для нефтей некоторых стратиграфичес1 их комплексов (например, юрские нефти Предкавказья) такая связь вообще отсутствует. Незначительная роль температуры отмечается и для нефтей, залегающих в нижнемеловых отложениях этого же региона, — изменение содержания метановых и ароматических У В зависит от глубины и минерализации вод. В кайнозойских отложениях роль температуры катагенных изменениях нефтей более заметна. Так, в палеоценовых отложениях отмечается связь между уменьшением степени циклизации молекул парафино-нафтеновых и нафтено-ароматических фракций с глубиной и температурой. Лишь в двух случаях отмечается непосредственное влияние температуры в нефтях, залегающих в эоценовых отложениях, число атомов углерода в ароматических кольцах уменьшается с ростом температуры (Уд = = 51,008 — 0,0845 Х ] в нефтях, залегающих в миоценовых отложениях, наблюдается возрастание содержания парафино-нафтеновых УВ с ростом температуры (Урн 34,456 + 0,263 Х ). В Прикаспийской впадине связь между составом нефти и температурой отмечалась только для триасовых нефтей уменьшалась с увеличением температуры (У/< = = 1,64-0,015 Xf). [c.138]

По данным корреляционно-регрессионного анализа о составе нефтей, глубине их залегания, пластовой температуре и давлении, типе вод и коллекторов был рассчитан предполагаемый тип углеводородного флюида исходя из плотности и содержания парафино-нафтеновых УВ. При прогнозировании типа скоплений УВ были приняты следующие предпосылки при плотности > 0,800 г/см - нефть, 0,800 - 0,790 г/см - нефть и конденсат, 0,790-0,700 г/см - конденсат, < 0,700 г/см — газ. Как видно из табл. 49, на одних и тех же глубинах в зависимости от генетического типа нефтей могут быть встречены разные типы скоплений УВ. Так, например, на глубине 4 км в юрских и нижнемеловых отложениях предполагаются нефтегазоконденсатные залежи, в верхнемеловых — нефтяные, в палеоценовых - газоконденсатные, в олигоценовых - газоконденсатнонефтяные. [c.153]

Расчеты коэфициентов корреляции между составом неф гм (учитывались все параметры состава и свойства нефти) и условиями ее залегания (глубина, температура, давление, минерализация и сульфатность вод, глинистость терригенного коллектора) для ряда нефтегазоносных провинций показали, что для разных генетических типов нефтей даже в пределах одного региона набор коррелируемых параметров разный, как и различны сами корреляционные связи [11]. Так, в частности, в Предкавказье уравнения регрессии для высоких коэффициентов корреляции показывают, что для юрского генотипа количество парафино-нафтеновой [c.159]

Дальний Восток. Нефти Индии и Индонезии, Борнео, Ивы, Суматры, Бирмы и Лссама [15, 20, 24, 38, 42] близки друг к другу. Для поверхностных свит характерны тяжелые нефти, не содержащие твердых парафинов неко юрые из них могут использоваться в качестве топлива без перегонки или какой-либо другой переработки. По мере увеличения глубины залегания нефти становятся легче и в итоге добываются парафинистые нефти с высоким содержанием бензиновых и керосиновых фракций. [c.58]

Представление о температурном режиме нефтематеринских свит и коллекторов в точение геологического времени можно получить из данных по глубине их залегания и значений температурного градиента для изучаемой площади [44]. В тех случаях, когда порода разрушилась в результате эрозии, наблюдаемая в настоящее время температура забоя скважины, очевидно, соответствует максимальной температуре пласта с момента его образования. Некоторые геологи [5, 341 считают, что высшая температура, которая достигалась в процессе образования большинства нефтей, не превышала приблизительно 60° и только в очень глубоких скважинах температура у забоя достигает 100°. Сейер [42] подсчитал, что в этом температурном интервале парафины не могут подвергаться заметным изменениям в результате одного только нагревания со времени образования даже самых старых нефтей. К аналогичным выводам пришли Мак-Неб, Смит и Беттс [35]. [c.85]

Тем не менее, кроме случая окргсления третичных угловодородов, в продуктах окисления обычно не обнаруживается значительных количеств алифатичес7 их гидроперекисей кратковременность их существования леп о объясняется, если учесть образование высоких выходов спиртов и кетонов па ранних стадиях. Действительно, прп очень малой глубине конверсии н-парафинов могут быть обнаружены сами гидроперекиси [6]. [c.271]

При окислении парафинов в конечных продуктах всегда обнаруживаются более сложные соединения, чем простые кислоты — кетоны, альдегиды, спирты или гидроперекиси. Появление более окисленных продуктов не обязательно является следствием повторной атаки кислорода на уже содержащие кислород продукты. Подобные сложные продукты образуются и при минимальной глубине конверсии действительно, Пардун и Ку чинка [15] пришли к заключению, что такие продукты, как лактоны, могут появляться in statu nas endi. В более современных работах, посвященных основным принципам процессов окисления, предполагается, что атаки, направленные на точку начального окисления, представляют собой последовательные реакции. [c.278]

Как уже указывалось выше, спирты, полученные при прямом окислении жидких парафинов в присутствии борной кислоты, являются на 80—85% вторичными. Низкая глубина сульфирования таких спиртов обусловливает их повышенный расход при производстве натрийалкилсульфатов, а наличие значительных количеств непросульфировавшихся соединений приводит к тому, что полученные сульфоэфиры могут быть направлены на приготовление моющих композиций только после отделения непросуль-фировавшейся части. [c.186]

Производство натрийалкилсульфатов из спиртов, полученных прямым окислением жидких парафинов в присутствии борной кислоты, по сравнению с другими процессами имеет наименее благоприятные показатели. В- числе основных причин, повлиявших на величину технико-экономических показателей процесса, в первую очередь следует указать низкую глубину сульфирования вторичных спиртов. Это обстоятельство обусловливает необходимость отыскания более целесообразных направлений использования вторичных спиртов (динатриевая соль моноалкилсульфоянтарной кислоты, полиоксиэтиленовые эфиры, амийы, присадки к топливам и маслам и др.). [c.189]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология