Тяжелые нефти

Ресурсы горючих сланцев, тяжелых нефтей и битумов [c.17]

Показатели Легкая нефть Тяжелая нефть [c.153]

Тяжелые нефти (плотность 0,861-0,920 г/смЗ) [c.15]

Процесс замедленного коксования в необогреваемых камерах предназначен для получения крупнокускового нефтяного кокса как основного целевого продукта, а также легкого и тяжелого газойлей, бензина и газа. Сырьем для коксования служат малосернистые атмосферные и вакуумные нефтяные остатки, сланцевая смола, тяжелые нефти из битуминозных песков, каменноугольный деготь и гильсонит. Эти виды сырья дают губчатый кокс. Для получения высококачественного игольчатого кокса используют более термически стойкое ароматизированное сырье, например смолу пиролиза, крекинг-остатки и каталитические газойли. [c.29]

Битумная установка непрерывного действия колонного типа предназначена для получения окисленных нефтяных битумов. В качестве сырья служат гудроны, полугудроны, асфальты деасфальтизации нефтяных остатков, остатки термического крекинга и их смеси, а для тяжелых нефтей — мазуты (остатки [c.105]

Альтернативные моторные топлива. Непрерывный рост пот — ребности в жидких моторных топливах и ограниченность ресурсов нефти обусловливают необходимость поисков новых видов топлив, )юлучаемых из ненефтяного сырья. Одним из перспективных направлений являстся получение моторных топлив из таких альтернативных источников сырья, как уголь, сланец, тяжелые нефти и природные битумы, торф, биомасса и природный газ. С помощью ой или иной технологии они могут быть переработаны в синтетические моторные топлива типа бензина, керосина, дизельного топ —. 1ива или в кислородсодержащие углеводороды — спирты, эфиры, 1сетоны, альдегиды, которые могут стать заменителем нефтяного [c.280]

Битумы вырабатываются в основном из тяжелых нефтяных остатков гудронов, мазутов тяжелых нефтей, асфальтов деасфаль— тизации, крекинг — остатков и др. Оптимальным сырьем для производства битумов являются остатки из асфальто — смолистых нефтей нафтенового или нафтено-ароматического основания. Чем выше в нефти отношение асфальтенов к смолам и ниже содержание твер — дь х парафинов, тем лучше качество получаемых из них битумов и проще технология их производства. Нефти, из остатков которых вырабатывают битумы, должны быть хорошо обессолены. Наличие сернистых и других гетеросоединений в сырье не ухудшает товарных свойств битумов. [c.74]

После резкого охлаждения бензином продукты реакции подаются через циклон 3, где отделяется песок, в котел-утилизатор (служащий для выработки нужного количества пара) и затем в воздушный холодильник 2 для охлаждения выделенных продуктов до 150 °С. Капельки тумана, присутствующие в остаточном газе, выделяются электростатически или в мультициклоне 7. Легкую нефть, кипящую при - 30 С, перегоняют, тяжелую нефть возвращают снова в процесс в качестве мазута для подогрева. Образующийся при пиролизе кокс осаждается на песке и сгорает во время нагрева. [c.31]

В процессах вакуумной перегопки, помимо проблемы уноса жидкости, усиленное внимание уделяется обеспечению благоприятных условий для максимального отбора целевого продукта без заметного его разложения. Многолетним опытом эксплуатации промышленных установок ВТ установлено, что нагрев мазута в печи выше 420 —425 °С вызывает интенсивное образование газов разложения, закоксовывание и прогар труб печи, осмоление вакуумного газойля. При этом чем тяжелее нефть, тем более интенсивно идет [c.186]

В висбрекинге второго типа требуемая степень конверсии достигается при более мягком температурном режиме (430 — 450 °С) и длительном времени пребывания (10—15 мин). Низкотемпературный висбрекинг с реакционной камерой более экономичен, так как при одной и той же степени конверсии тепловая нагрузка на печь ниже. Однако при "печном крекинге получается более стабильный крекинг — остаток с меньшим выходом газа и бензина, но зато с повышенным выходом газойлевых фракций. В последние годы на — блюдается устойчивая тенденция утяжеления сырья висбрекинга, в связи с повышением глубины отбора дистиллятных фракций и вовлечением в переработку остатков более тяжелых нефтей с высоким содержанием асфальто — смолистых веществ, повышенной вязкости и коксуемости, что существенно осложняет их переработку. [c.50]

На битумной установке с реактором змеевикового типа получают окисленные нефтяные битумы. Сырьем служат гудроны, полугудроны, а для тяжелых нефтей остатки выше 350 °С — мазуты. Продуктами являются дорожные, строительные, кровельные и специальные вязкие битумы с температурой размягчения (по КиШ) до 100 °С, глубиной проникания иглы при 25 С (100 г, 5 с) до 5-0,1 мм. [c.107]

Многолетний опыт эксплуатации установок вакуумной перегонки мазута показывает, что нагрев его в трубчатой печи выше 420— 425 °С вызывает интенсивное образование газов разложения, закок-совывание и прогар труб печи, осмоление вакуумного газойля. При этом чем тяжелее нефть, тем более интенсивно идет газообразование и термический крекинг высокомолекулярных соединений мазута. [c.177]

Балаханская тяжелая нефть 0,3998 160,8 4,43 17,23 1,5121 9,27 322,6 [c.51]

Распределение их по фракциям нефти различно. В легких нефтях содержание аренов с повышением температуры кипения фракций, как правило, снижается. Нефти средней плотности нафтенового типа характеризуются почти равномерным распределением аренов го фракциям. В тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с говышением температуры кипения фракций. [c.66]

Очень тяжелые нефти (плотность 0,920 г/см и более) [c.15]

В нефтях II типа в отличие от первого сокращается количество метановых УВ в бензинах, несколько возрастает роль аренов. Несколько снижается роль парафино-нафтеновых УВ, так, в нефтях I типа пн/на > 5 характерно для 31,6 % образцов, а в нефтях II типа для 25 %. По сравнению с нефтями I типа в нефтях II типа несколько увеличен процент тяжелых и очень тяжелых нефтей, смолистых и высокосмолистых, высокосернистых и высокопарафинистых нефтей. Нефти II типа встречены в позднепалеозойских и протерозойских отложениях. В целом по наиболее час- [c.19]

Нефти выделенных генотипов имеют четкие различия по генетическим показателям. По остальным параметрам состава они иногда сближаются, значения почти всех параметров перекрываются. Однако по усредненным характеристикам также наблюдаются различия нефтей разных генотипов. Так, нефти V генотипа самые тяжелые (0,892 г/см ), в них содержится наименьшее количество метано-нафтеновых и наибольшее — нафтено-ароматических УВ и смолисто-асфальтеновых компонентов. Нефти III генотипа самые легкие (0,847 г/см ), для них характерен наибольший процент метановых и наименьший ароматических УВ в бензинах, однако доля смолисто-асфальтеновых компонентов в них выше, чем в более тяжелых нефтях I, II, IV типов. Для нефтей II генотипа характерно очень высокое содержание нафтеновых УВ в бензине и низкое в нафтено-ароматических фракциях. Нефти I генотипа имеют наиболее высокое содержание метано-нафтеновых УВ и самое низкое содержание как бензольных, так и спиртобензольных смол. Но это, подчеркиваем еще раз, лишь по усредненным данным. [c.54]

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]

Существенные различия отмечаются и по изотопному составу углерода и серы. Нефти "юрского" генотипа тяжелее нефтей "нижнемелового" по и. с. у. и легче по изотопному составу серы. [c.81]

Углеводороды нефти бесцветны. Тот или иной п,вет нефтям и нефтепродуктам придают содержащиеся в них смолисто —асфаль — геновые вещества, некоторые продукты окисления. Обычно, чем тяжелее нефть и нефтепродукты, тем больше содержится в них [c.86]

Мировые потенциальные запасы этих нетрадиционных видов горючих ископаемых оцениваются в 682 млрд. т у.т., из них извлекаем. ix — 129 млрд. т у.т. Наиболее крупные запасы сланцев соср(доточены в Эстонии, США, Бразилии и Китае, а тяжелых нефтей и битумов (битуминозных песков) — в Канаде (в крупнейшем в мире асфальтовом месторождении Атабаска), Венесуэле, Мексике, США и России. [c.17]

В.Г. форсунки ранее сжигавшийся мазут стали применять как ценное топливо для паровых котлов, применявшихся в различных отраслях промышленности и судоходстве. Нефтеперегонные заводы появились и в других странах в 40-х гг. Х[Х в. Д. Юнг начал перегонку неф ти в 1848 г. в Англии, в 1849 г. С. Кир — в Пенсильвании (США). Во Франции первый завод построен в 1834 г. А.Г. Гирном. В 1866 г. Д. Юнг взял патент на способ получения керосина из тяжелых нефтей перегонкой под давлением, названной крекиь[гом. [c.37]

Сырьем установок коксования являются остатки перегонки нефти — мазуты, гудроны, производства масел — асфальты, экстракты, термокаталитических процессов — крекинг—остатки, тяжелая смола пиролиза, тяжелый газойль каталитического крекинга и др За рубежом, кроме того, используют каменноугольные пеки, сл(1нцевую смолу, тяжелые нефти из битуминозных песков и др. [c.54]

Предназначен для гидрообессеривания высокосернистых мазутов и гудронов из легких и тяжелых нефтей. Характеристики сырья и Выходы продуктов приведены в табл. 4.1. Схема процесса (рис. 4.1) однопроходная по сырью с очисткой циркуляционного газа от сероводородов [130]. Катализатор разработан самой фирмой, устойчив к отложению металлов, длительность работы от шести мес до года. Данных по содержанию металлов в сырье не приводится. Основной прюдукт — малосернистый остаток, который может быть использован как компонент малосернистого котельного топлива. Или после вакуумной перегонки дистиллят направляется на гидрокрекинг, а остаток на коксование для получения [c.152]

Среди всех исследованных нефтей нефти, лишенные бензинов, составляют 16 %. Выше отмечались их различия между собой. Но все они имеют ряд общих черт это главным образом очень тяжелые нефти, высокосмолистые и смолистые, сернистые и малопарафинистые, подавляющее большинство из них залегает на глубинах менее 1 км (табл. 17). Следует отметить, что, несмотря на явно "гипергенный" облик, высокосернистые нефти в этой группе составляют небольшой процент, а малосернистые - значительный. Интересно заметить, что дегазированные нефти встречены и на больших глубинах, что свидетельствует о палеодегазации этих нефтей. [c.27]

К внутренним. В нефтяной зоне, занимающей значительную территорию восточной и юго-восточной частей впадины, преимущественно будут распространены легкие нефти (до 0,850 г/см ). Более тяжелые нефти (до 0,900 г/см ) прогнозируются в основном в пределах юго-восточной части Прикаспийской НГП и узкой полосой распространяются вдоль восточного борта, а тяжелые (более 0,900 г/см ) — лишь на небольшом участке территории восточного борта впадины, так как там находилась зона их активной палеодегазации. Во всех остальных районах в подсолевых отложениях будут встречены преимущественно легкие нефти с плотностью до 0,850 г/см с повышенным количеством бензиновой фракции (25— 35 %), невысоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (до 10 %), малосернистые, малопарафинистые. Ни высокосернистых, ни высокопарафинистых нефтей в подсолевых отложениях Прикаспийской НГП ожидать не следует. [c.168]

На основе анализа геохимических карт можно считать, что очень легкие нефти будут распространены в южной части Гурьевского прогиба, на остальной территории Эмбы - легкие нефти, которые к северо-восто-ку и юго-востоку сменяются средними и тяжелыми. Очень тяжелые нефти могут быть встречены в северо-восточной части Байчунасского прогиба, северной - Гурьевского прогиба и к северу от месторождения Танатар. В Прорвинско-Буранкольской зоне прогибания возможно наличие залежей легкой и средней нефти, в северо-восточной части зоны — и тяжелой. На п-ове Бузачи в юрских отложениях следует ожидать залежи очень тяжелой нефти, так же как и в восточной бортовой зоне, где эти отложения находятся в зоне идиогипергенеза. В соответствии с изменением плотности меняется и состав нефти, это особенно характерно для очень тяжелых нефтей, которые почти полностью лишены бензина, имеют повышенную смолистость и пониженное содержание метано-нафтеновых УВ. [c.174]

Из табл. 54 следует, что на малых глубинах, на которых расположено большинство уже открытых залежей, плотность нефтей в значительной степени связана с минерализацией пластовых вод в зоне распространения низкоминерализованных вод могут быть встречены только тяжелые нефти, испытавшие воздействие гипергенных факторов, а в зоне высокомине-рализованных вод - легкие (хорошая сохранность залежей). На глубинах около 1000 м в первой зоне могут находиться нефти средней плотности и тяжелые, а во второй — очень легкие нефти конденсатного типа. Подтверждением служит нефть, залегающая в юрских отложениях на площади Мартыши, которая в массив не входила. Степень ароматичности бензиновой фракции увеличивается с глубиной (низкокипящих ароматических УВ может быть до 15 %). Величина существенно зависит от минерализации вод, несколько меньше — от глубины. [c.175]

В центральной части Эмбы известны нефти средней плотности, а к северу, югу и востоку от этой зоны могут быть встречены в основном тяжелые и очень тяжелые нефти с низким содержанием бензина, высокосмолистые. Такие же нефти ожидаются и в восточной бортовой зоне. Меловые отложения, как показано выше, >находятся в зоне идиогипергенеза почти на всей территории Эмбы и восточной зоны, что и определяет характеристику нефтей как уже открытых залежей, так и тех, что могут быть открыты. [c.175]

Рассмотрение характера гипергенно измененных нефтей, залегающих в меловых отложениях в зоне идиогипергенеза, показало, что в разных тектонических зонах интенсивность гипергенных процессов неодинакова. Менее интенсивные процессы окисления в зоне идиогиперге .аза отмечаются длн Гурьевского прогиба, а наиболее интенсивные - для Каратонского и Байчунасского прогибов и для восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины. Именно там и следует ожидать наиболее окисленные, тяжелые нефти. [c.175]

Значительное по площади место, в отличие от среднедевонско-ниж-нефранских отложений, будут занимать тяжелые и более тяжелые нефти, [c.181]

Для конденсатов характерно закономерное уменьшение плотности от центральной части Восточно-Кубанского прогиба к Адыгейскому выступу и Ейско-Березанской зоне поднятий (от 0,810 до 0,731 г/см ), сопровождающееся увеличением содержания бензинов от 50 до 82 %. В Терско-Каспийском прогибе наиболее тяжелые нефти приурочены к западной части Терско-Сунженской зоны и Предгорному Дагестану. [c.184]

VIII (0,860 - 0,900) и IX (более 0,900). Наиболее тяжелые нефти (IX зона) приурочены к приподнятым бортовым частям прогиба, где они находятся в зоне действия гипергенных процессов. В центральной и северной частях прогиба вблизи зоны генерации будут встречены наиболее легкие нефти первой группы (зона IV) и второй группы (зона VII) по периферии северного борта. В северной части прогиба, где предполагается хорошая сохранность залежей, наличие тяжелых нефтей третьей и четвертой групп (VIM и IX зоны) маловероятно. [c.185]

В Терско-Каспийском прогибе прогнозируются по плотности те же зоны (за исключением легких нефтей) с нефтями средними (VII зона), утяжеленными (VIII зона) и тяжелыми (IX зона). Так же как и в Западно-Кубанском прогибе смена зон относительно легких нефтей зонами тяжелых и очень тяжелых нефтей происходит от наиболее погруженной части прогиба к приподнятым И в том и в другом случаях эти изменения обусловлены одними и теми же причинами региональной миграцией углеводородных флюидов из Зон генерации к бортовым частям прогибов с дифференциальной гравитацией и вторичным воздействием гипергенных факторов. [c.185]

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]

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]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология