Парафинистая нефть

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

Из малопарафинистых нефтей вида П, можно получать без депарафинизации реактивные и зимние дизельные топлива, а также дистиллятные базовые масла. Из парафинистых нефтей без [c.89]

Рис, (1.1. Зависимость КТР для системы "масло из парафинистой нефти — фурфурол" [c.209]

Перегонка нефти с фракционирующим испарителем, оборудо-ваиным отпарными секциями (рис. П1-8), рекомендуется также для получения фракции 200—320 °С, используемой как сырье для производства белково-витаминных концентратов, при перегонке парафинистых нефтей [М]. [c.159]

Следовательно, с повышением молекулярного веса и температуры кипения парафина его кристаллическая структура становится все более мелкой. При этом повышению температуры кипения соответствует весьма резкое уменьшение размера кристаллов. Для иллюстрации этого на рис. 8 приведена серия микрофотографий последовательных фракций одной из парафинистых нефтей, закристаллизованных в равных условиях. Из рис. 8 видно, что даже при относительно небольшом повышении температуры кипения фракции, например на 50° (от 400 —450° до 450—500°), уменьшаются линейные размеры кристалликов парафина более чем в 2 раза. [c.65]

Результаты деасфальтизации остатков различного фракционного состава из грозненской парафинистой нефти [c.229]

Теплота гидрокрекинга фракции 350 — 500 "С се )Нистой парафинистой нефти при разной глубине превращения [c.229]

Для получения из парафинистых нефтей масел с достаточно низкими температурами застывания в технологию производства масел необходимо вводить процесс депарафинизации. В настоящее время процесс депарафинизации является неотъемлемым звеном технологической цепи нефтеперерабатывающих заводов масляного направления, на которых перерабатывают парафинистые нефти. [c.3]

Основные свойства к-алканов, в том числе их температуры плавления, начиная от приведены в табл. 5. к-Алканы до тетрадекана С14 с температурами плавления ниже 0° имеют температуру кипения ниже 250° и в масляных фракциях нефтей не встречаются. В дистиллятах дизельных топлив, получаемых из парафинистых нефтей, могут находиться н-алканы до С21 включительно с температурой плавления +40° и температурой кипения при атмосферном давлении 358°. Наиболее тяжелые представители этой группы примерно от Сх, до С21 обусловливают повышенную температуру застывания дизельных топлив и подлежат удалению из него при депарафинизации. [c.41]

Б качестве растворителя-разбавителя применяют обычно бен-, зиновую фракцию парафинистых нефтей плотностью 0,724— 0,727, кипящую в пределах 75—135° (нафта). Б более совершенных вариантах этого процесса в качестве растворителя используют технический гептан или гексан, которые обладают меньшей растворяющей способностью в отношении парафинов и дают более низкую вязкость рабочего раствора. Перед смешением сырье нагревают до такой степени, чтобы температура раствора в сборном резервуаре была 50—60°. Иногда смесь сырья с растворителем пропускают перед смесителем через однопоточный (т. е. типа труба в трубе ) подогреватель. Далее раствор сырья направляют для охлаждения и кристаллизации в кристаллизационные башни, которые представляют вертикальные сосуды, оборудованные внутри вертикальными охлаждающими змеевиками. В первых по ходу раствора башнях раствор для экономии холода охлаждают депарафинированным продуктом, отходящим из центрифуг на регенерацию. В последних башнях охлаждение ведут испарением жидкого аммиака в змеевиках. [c.175]

Нафтеновые кислоты в топливах распределяются неравномерно. С увеличением температуры выкипания среднедистиллятных топлив содержание нафтеновых кислот в них возрастает (рис. 4). В керосиновых фракциях по сравнению с бензиновыми содержание нафтеновых кислот увеличивается и в газойлевых фракциях некоторых нефтей повышается до 1,5—2%. Следует отметить, что фракции, полученные из парафинистых нефтей, содержат нафтеновых кислот в несколько раз меньше. [c.50]

При указанном режиме материальный баланс процесса деструктивной перегонки сернистого мазута смолистой парафинистой нефти примерно таков (в % вес.). [c.63]

ТО встречающимся значениям эти нефти могут быть охарактеризован, как метано-нафтеновые с незначительным преобладанием нафтеновых УВ над метановыми, значительным - нафтеновых над ароматическими в бензиновой фракции и с большим преобладанием парафино-нафтеновых над нафтено-ароматическими в отбензиненной части нефти. Это легкие, малосмолистые и смолистые, малосернистые и сернистые, парафинистые нефти. [c.20]

В нефтях V типа, имеющих значительно большее распространение, чем нефти IV типа, еще больше снижена роль метановых и повышена — нафтеновых УВ. Если в IV типе подавляющее большинство нефтей характеризовалось М/Н = 0,4—0,49, то в V типе - М/Н = 0,3-0,39. В V типе, по сравнению с вышеописанными, возросла роль тяжелых и сократилась доля легких нефтей, возрос процент смолистых, малосернистых и мало-парафинистых нефтей. По сравнению с IV типом стратиграфический диапазон нефтей V типа более широк. Они могут быть охарактеризованы как нафтено-метановые, средние по плотности и тяжелые, смолистые, малосернистые, малопарафинистые, со значительным преобладанием нафтеновых УВ в бензинах и незначительным — парафино-нафтеновых над нафтено-ароматическими в отбензиненной части нефти. [c.25]

Данные табл. 12 иллюстрируют следующие закономерности. Высоко-кипящие фракции таких нефтей, как нефти Калифорнии и некоторые нефти области Голфа, практически не содержат парафиновых углеводородов в противоположность соответствующим фракциям парафинистых нефтей, таких, как многие нефти Мид-Континента или Пенсильвании, содержащие более 20% парафиновых углеводородов. [c.28]

Часто делается обобщение, не подтверждаемое статистическими данными, что нефти геологически наиболее древнего возраста являются пара-финистыми и содержат легкие фракции, а более молодые нефти принадлежат к нафтеновым. В последнее время это было проверено на основании статистических данных Мак-Небом, Смитом и Беттсом, исследовавшими более двухсот нефтей из большого числа нефтеносных площадей. Глубина залегания, по-видимому, не является первостепенным фактором, за исключением недислоцированных областей, для которых в некоторых случаях она может считаться приблизительно пропорциональной возрасту. Многие горизонты, залегающие близ дневной поверхности, могут быть разрушенными эрозией например, некоторые скважины в Пенсильвании дают геологически более старые нефти с глубины 20 м. Мак-Неб, Смит и Беттс отмечают, что вышеприведенные результаты показывают, что имеются существенные доказательства прогрессивной эволюции сырых нефтей от первоначально образующихся тяжелых циклических нефтей, которые обнаружены в более молодых осадочных породах, и до более легких парафинистых нефтей, содержащих большей частью низкомолекулярные компоненты и обычно находящиеся в продуктивных горизонтах древнего возраста или большой глубины . Это полностью подтверждает выводы, полученные Бартоном в результате более ограниченного исследования. Эти соотношения не всегда строго соблюдаются и наблюдаются значительные отклонения по причинам, указанным ниже. [c.80]

Конверсия за проход имеет величину порядка 15—23%. В газовой фазе сырье крекируется лишь на 12%. Оптимальная величина конверсии зависит от вида сырья. Для парафинистых нефтей оптимальной будет конверсия 20—25 %, а для нафтеновых— только половина этого значения [170]. [c.316]

В табл. 2 по данным Н. Ф. Богданова и Т. И. Правенькой (ГрозНИИ) приводятся основные свойства фракции парафинового дистиллята ряда парафинистых нефтей Советского Союза и Румынии. Там для сравнения приведены свойства такой же фракции, выделенной из нескольких малопарафинистых нефтей. [c.26]

Этим требованиям удовлетворяет соответствующим образом очищенная прямогонная фракция из малосернистой парафинистой нефти. Содержание ароматических углеводородов нежелательно, так как это может вызвать обесцвечивание тканей или слишком эффективное удаление натуральных масел из шерсти и т. д. [41]. [c.562]

Сырьем современных и перспективных установок по производству жидких парафинов для микробиологической промышленности является фракция дизельного топлива 200—320 "С, выделенная из парафинистых нефтей типа мангышлакской или ромашкинской. Для получения этой фракций предложена схема вторичной перегонки товарного дизельного топлива. В работе [12] выполнено сравнение этой схемы с модернизированными схемами установок АТ пли атмосферных блоков установок АВТ. Получение фракции 200—320 °С непосредственно на установках АВТ без их дооборудования значительно снижает отбор этих фракций, а на мощных установках оказывается вообще невыгодным. Рекомендуемая схема [c.219]

Последняя обладает также противокоррозионными и моющими свойствами. Эффективность присадок очень ярко выражена в парафинистых нефтях. Дистиллятные масла более восприимчивы к депрессор-ным присадкам, чем остаточные [c.200]

Впрочем они могут быть также и генераторами кристаллического парафина. Перегонка битумов и асфальтов, получаемых из парафинистых нефтей, может привести к получению дестиллатов с заметным содержанием парафина. [c.128]

Линии I — сырая нефть II — отходящие газы (парафиновые углеводороды) III —легкий бензин IV — средний бензин V — тяжелый бензин (бензин-растворитель, лаковый бензин) VI — керосин VII — дизельное топливо VIII — легкий газойль IX — остаток от атмосферной перегонки на перегонку под вакуумом X — отходящие пары вакуумной перегонки XI — тяжелый газойль XII — веретенное масло XIII—дистилляты машинного масла (а — легкий, б — средний, а — тяжелый) XIV — цилиндровое масло XV — остаток вакуумной перегонки асфальт из сильно ароматизированных нефтей, цилиндр — сток из парафинистых нефтей. [c.18]

Физико-химические свойства углеводородов, а также содержание сернистых, азотистых, кислородных соединений зависит от месторождения нефти. Имеются, например, малосернистые, сернистые, нафтенистые, парафинистые нефти и др. [c.6]

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) концентрируются в тял елых нефтяных остатках (ТНО) — мазутах, полугудронах, гуд-рог ах, битумах, крекинг-остатках и др. Суммарное содержание САВ в нофтях в зависимости от их типа и плотности колеблется от долей прс центов до 45 %, а в ТНО — достигает до 70 % масс. Наиболее богаты САВ молодые нефти нафтено-ароматического и ароматического типа. Таковы нефти Казахстана, Средней Азии, Башкирии, республики Коми и др. Парафинистые нефти — Марковская, Доссорская, Сураханская, Бибиайбатская и некоторые другие — совсем не содержат асфальтенов, а содержание смол в них составляет менее 4 % масс. Ниже приводится содержание асфальтенов и СМС л в некоторых отечественных нефтях (в % масс.) [c.75]

При неизменной кратности растворителя с повышением тем — пературы увеличивается содержание растворенных компонентов сыр1.я и при достижении определенной температуры, называемой КТР, и выше этой температуры сырье полностью смешивается с растворителем, образуя гомогенную, то есть однофазную систему. Кривая растворимости масляного сырья в растворителях может бьсть различной в зависимости от качества сырья и типа растворителя. На рис. 6.1 представлена в качестве примера типичная кривая растворимости масляного дистиллята парафинистой нефти в фурфуроле внутри этой кривой находится область существования двух фаз, вне ее — область полной взаимной растворимости. [c.209]

Для современных промышленных установок, перерабатывающих типовые восточные нефти, рекомендуются следующие фракции, из которых составляются материальные балансы переработ-. ки бензин 62—140°С (180°С), керосин 140 (180)-240°С, дизельные топлива 240—350 °С, вакуумные дистилляты 350—490 °С (500 °С), тяжелый остаток — гудрон >490(500 °С). Нефти сильно различаются по фракционному составу. Некоторые нефти богаты содержанием компонентов светлых, и количество в них фракций, выкипающих до 350 °С, достигает 60—70 вес. %. Фракционный состав нефтей играет важную роль при составлении и разработке технологической схемы процесса, расчете ректификационной системы и отдельных аппаратов установки. Температуры выкипания отдельных фракций зависят от физико-химических свойств, нефти. Последние учитываются при разработке и выборе схем первичной переработки, аппаратурном и материальном оформлении установки. Так, при переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей — депарафинизацион-ные установки по обеспарафиниванию фракций, особенно кероси-но-газойлевых. Для проектирования новых установок необходимо разработать соответствующий регламент и получить нужные рекомендации. [c.23]

В отношении способности кристаллизоваться и температур плавления особое место среди различных углеводородов занимают углеводороды ряда алканов нормальной структуры СпНгп+г- Начиная с первого представителя этого ряда — метана, все углеводороды данной структуры образуют при застывании кристалличе-> скую твердую фазу. Эти углеводороды являются важной состав-р ной частью практически всех промышленных нефтей, а в парафинистых нефтях составляют основную массу их твердых кристаллических компонентов. При характеристике твердых углеводородов других рядов и структурных групп их температуры плавления целесообразно сравнивать с температурами плавления к-алканов равного молекулярного веса или с равным содержанием атомов углерода в молекуле. [c.41]

Среди ранних работ, проведенных по изучению природы и состава твердых углеводородов остаточного происхождения, после известных исследований Залозецкого [271 и Гурвича [28] должны быть отмечены выполненные в ГрозНИИ А. Н. Сахановым, Л. Г. Жердевой и Н. А. Васильевым [29, 10] исследования твердых углеводородов остаточного происхождения ( церезинов ), выделенных из сураханской и грозненской парафинистых нефтей. В результате проведенных исследований авторы пришли к выводу, что эти углеводороды являются в основном алканами, но имеют разветвленное строение. Этим авторы и объяснили отличие их свойств от свойств твердых углеводородов, входяш их в состав парафинов дистиллятного происхождения. Было высказано предположение, что входяпще в состав так называемого церезина твердые углеводороды якобы образуют даже свой самостоятельный гомологический ряд. [c.53]

По физико-химическим свойствам нафтеновые кислоты, выделенные из средних дистиллятов бакинских нефтей, заметно отличаются друг от друга. Плотность, коэффициенты рефракции, молекулярные веса нафтеновых кислот, извлеченных из тяжелых наф-тено-ароматических нефтей, больше, чём соответствующие показатели кислот из дистиллятов алкановых и циклано-алкановых нефтей. Кислотные числа обычно выше у нафтеновых кислот, извлеченных из дистиллятов легких нефтей, за исключением сураханской парафинистой нефти. [c.50]

Нефти VIII типа, также не имеющие легких фракций, как и нефти VII типа, отличаются от последних сокращением роли парафино-нафтеновых УВ. Резко повышается процент очень тяжелых, высокосмолистых нефтей, появляются высокосернистые и высокопарафинистые нефти, и увеличивается количество парафинистых нефтей. Нефти VIII типа лишены бензиновой фракции и имеют примерно равное соотношение парафи- [c.25]

Сернистость нефтей меняется менее определенно. Нефти I-VI типов (недегазированные) — малосернистые, лишь в нефтях VII-IX типов увеличивается процент сернистых и в IX типе высокосернистых нефтей. Что касается содержания твердых парафинов, то нефти первых трех типов (метановые, метано-нафтеновые, нафтено-метановые) в основном парафинистые и высокопарафинистые, нефти IV типа (нафтено-метано-ароматические) парафинистые, а V типа (нафтено-ароматические) малопарафинистые. В VI типе встречены как малопарафинистые, так и парафинистые нефти, в VII — малопарафинистые, а в VIII и IX — парафинистые. [c.26]

В табл. 14 приведены данные о распределении циклопарафинов в узких (55,5°) фракциях тяжелого газойля из нефти месторождения Уэбстер, а также данные о числе углеродных атомов в боковой цепи на одну молекулу ароматических циклопарафиновых углеводородов. Как показывают эти данные, число колец в циклопарафиновых углеводородах (как И в ароматических) постепенно увеличивается с увеличением пределов выкипания фракций. Эта общая закономерность справедлива для любой нефти, но варьирует в зависимости от происхождения нефти. В пределах выкипания, упомянутых выше, моноциклические и бициклические циклопарафиновые углеводороды преобладают в нефти месторождения Уэбстер, моноциклические углеводороды — в более парафинистых нефтях Восточного Тексаса и Мичигана, бя-, три- и тетрациклические — в более нафтеновой нефтц месторождения ]VIиpaндo. Число углеродных атомов в боковой [c.36]

Для мид-континентских нефтей характерны некоторые региональные различия. Нефти Оклахомы-Канзаса, часто рассматриваемые как классические мид-континентские нефти, содержат значительные количества бензиновых фракций (от 25 до 40%) и немного серы (от 0,2 до 0,4%) и асфальтенов (содержание кокса в остатках от 3 до 6 %), поэтому из них может быть получено очень вязкое смазочное масло. Канзасские нефти содержат больше серы и менее парафинисты нефти из Северного, Центрального и Восточного Тексаса более парафинисты и содержат меньше серы. С другой стороны, нефти из Западного Тексаса и Панхендл-Тексаса типичны по содержанию серы (более 1,5 %) и могут быть отнесены к промежуточному гипу. [c.53]

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]

Нефти дакийского яруса нафтенового основания характеризуются отсутствием твердых парафинов и довольно высоким содержанием асфальтовых веществ. Нефти меотического яруса содержат парафин и принадлежат к промежуточному типу. Общее содержание бензина и керосина иногда достигает 60 и 70%, и от 10 до 15% сырья для смазочных масел извлекается из нафтенгвой нефти, не содержащей твердых парафинов нефти или из парафинистой нефти. [c.57]

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]

Влияние света на нефтепродукты наблюдалось с первых шагов нефтепереработки. Опубликовано, что неочищенные фракции, особенно нестабильной нефти, быстрее темнеют при облучении солнечным светом. В наибольшей степени это справедливо для крекинг-дистиллятов. Противоположное действие солнечный ввет оказывает при отбеливании светлых нейтральных масляных дистиллятов парафинистых нефтей для этого их подвергают облучению светом в широком мелком лотке на поверхности воды примерно в 155 мм слое. Способность нефтепродуктов несколько выпариваться, а иногда и в достаточной степени окисляться используется в производстве эмульсированных дистиллятов, применяемых в очистке шерсти. [c.150]

Правильный выбор сырья и метода очистки гарантирует отсутствие в продукте значительных количеств ароматики. Так, сернокислотная очистка керосина, полученного из парафинистых нефтей, позволяет удалить ароматику и олефины, образовавшиеся при переработке., [c.462]

Абсорбционные масла, приготовляемые из парафинистых нефтей, имеют лучшие абсорбционные свойства, чем полученные из нефтей других типов. Из закона Рауля о понижении давления пара следует, что из двух абсорбентов лучшим будет тот, чей молекулярный вес меньше. Однако было найдено, что закон Рауля не всегда справедлив для реальных жидкостей [43]. Вилсон п Уайлд (Wilson and Wylde [44]) нашли (для четырех растворителей), что по мере уменьшения молекулярного веса увеличивались отклонения от закона Рауля. Наблюдаемые отклонения были достаточно велики, чтобы частично компенсировать влияние изменения молекулярного веса. Эти авторы использовали фракции смазочных масел нефтей из Калифорнии, Мексиканского залива, Пенсильвании и касторовое масло (молекулярный вес в этом ряду растет). Значительное влияние оказывает также давление. Теория соблюдается до давлений 7 ат, при давлениях 35—55 ат отклонения достигают 70 % н становятся равными 100 % при 105 ат [45]. [c.470]

Производство масел из парафинистых нефтей. Содержание парафина в масляных фракциях обычных парафинистых нефтей увеличивается с повышением молекулярного веса фракций — приблизительно от 250 (нижний предел молекулярного веса смазочных масел) до 1000 и выше. Однако увеличение содержания парафина не носит характера прямой зависимости. Для того чтобы получить приемлемого качества смазочное масло, надо из соответствующих фракций удалить парафин. Ниже описаны процессы депарафинизации легких дистиллятов с получением очищенного твердого парафина и, в качестве остатка, — церезина и петрола-тума. Парафинистые дистилляты после депарафинизации имеют вязкость 8—15 СП при 38° С (что соответствует 50—75 сек но вискозиметру Сейболт-Упиверсал ). [c.493]

Экстракционные бензины [61—65]. Бензины в достаточно широких масщтабах используются для процессов экстракции. Сюда относится экстрагирование остаточного масла из жмыхов касторовых и соевых бобов, семени хлопчатника, зерен пшеницы. Растворителем, используемым в качестве экстрагента, в вышеописанных случаях служит гексано-гептановая фракция с пределами кипения 65—120° С. Там где извлекаемые из жмыхов масла являются съедобными или предназначены для целей очистки, необходимо иметь стабильный экстрагент, полностью лишенный остаточного запаха или привкуса. Для получения такого экстрагента вполне пригодны прямогонные продукты из нейтральных (не содержащих нафтеновых кислот) парафинистых нефтей. [c.564]

Рядом исследователей изучалась возможность получения битумов из парафинистых нефтей с использованием вакуумной перегонки и нагрева до температуры крекинга [107—109]. При одинаковом фракционном составе наименьшей термической стабильностью отличаются парафиновые углеводороды, а наибольшей— голоядерные ароматические. Таким образом, можно рассчитывать, что уже легкий крекинг позволит расщепить и затем отогнать парафиновые углеводороды, отрицательно влияющие на свойства битумов. [c.81]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология