Нефти смолистость

Из них смолистых веществ 0,3%, считая на нефть. [c.477]

Высокомолекулярные смолистые вещества резко снижают агрессивность нефти. В слабоагрессивных нефтях основную функцию природных ингибиторов выполняют азотистые основания, выделенные из нефтепродуктов, они оказались эффективными замедлителями коррозии в агрессивных средах. К группе асфальтосмолистых веществ относятся следующие вещества, разделяемые на три группы в соответствии с различием в их растворимости [c.123]

Деэмульгаторы, обладая моющими свойствами, удаляют с поверхности оборудования нефть, парафин,. смолистые отложения. В этих условиях корродирующая поверхность металла возрастает, а скорость коррозии увеличивается. [c.152]

Образование очагов локальной коррозии в средней части резервуара происходит из-за неравномерного избирательного смачивания металла нефтью. При смачивании поверхности нефтью происходит осаждение смолистых веществ, ко- [c.170]

Жидкая органическая фракция является потенциальным источником получения синтетической нефти. Ее можно подвергать дальнейшей переработке и выделить водорастворимую летучую фракцию, содержащую около 10 % органических веществ, среди которых нет ценных нефтехимических продуктов. Оставшаяся часть (85%) органической жидкой фракции представляет собой нелетучее, нерастворимое в воде вещество — смолистую массу черного цвета (деготь). Эта масса состоит из содержащих кислород соединений — сложных эфиров и кислот. Другой основной продукт — высокозольный древесный уголь с теплотой сгорания несколько более 23 МДж/кг. Эти вещества — газы, жидкости и древесный уголь — разделяются, после чего превращаются в продукцию, отвечающую требованиям рынка. Газы можно продавать либо использовать в качестве топлива при работе установки. [c.131]

Нефтяной и пиролизный газы получают при переработке нефти и нефтепродуктов. Они похожи по составу и свойствам, которые могут изменяться в широких пределах в зависимости от состава исходных продуктов. Бесцветны, могут обладать запахом сероводорода. К месту сварки подаются очищенными от смолистых примесей и сероводорода в баллонах красного цвета под давлением в 150 кг/см (15 МПа), в сжиженном виде или по трубопроводам. [c.55]

Кроме названных соединений, в состав нефти входят углеводороды смешанного строения, нафтеново-ароматические (асфальтовые), метаново-нафтеновые, метаново-нафтеново-ароматические, метаново-ароматические, а также кислородные соединения в виде смолисто-асфальтовых веществ (САВ) и нафтеновых кислот (НК). [c.119]

Смолисто-асфальтовые вещества — полициклические соединения, содержащие в молекуле кислород или серу, или то и другое. Доля их не превышает 4— 5% в легких нефтях и достигает 10—20 % в тяжелых нефтях. [c.119]

Таким образом, единственный вариант, который остается,— это производство синтетических жидких углеводородов, т. е. углеводородов, получаемых не из ископаемой нефти, а, например, из угля, горючих сланцев, смолистых песков. К недостаткам этого варианта следует отнести большие затраты энергии на процесс получения синтетических топлив. Например, жидкое топливо, получаемое из угля, особенно предназначенное для двигателя с принудительным зажиганием, теряет в процессе своего производства до 40 % энергии, содержащейся в источнике, из которого оно получено. Однако производство топлива из угля, предназначенное для двигателя Стирлинга, не требует сложной технологии, и на получение такого топлива затрачивалось бы существенно меньше энергии. Из сказанного следует, что для подсчета общего термического КПД установки, работающей на синтетическом топливе, необходимо учитывать также КПД преобразования первоначального вида энергии в ее вид, пригодный для использования в данной установке. Результаты таких расчетов представлены в табл. 1.17 [63]. [c.147]

Особенно большим разнообразием нефтей отличается Бакинский нефтяной район. Даже на одном месторождении в зависимости от глубины залегания нефти значительно отличаются но содержанию парафина, смолистых веществ, бензиновых и керосиновых фракций, а следовательно, по удельному весу и вязкости. [c.27]

Нефти различных месторождений и различных горизонтов огромного Урало-Волжского района также отличаются по составу, но в значительно меньшей степени, чем нефти Бакинского района. Отличительными свойствами нефтей этого района является большое содержание сернистых соединений и значительное содержание парафина, смолистых веществ и бензиновых фракций. [c.27]

Определение потенциального содержания углеводородов, которые могут быть использованы для получения дистиллятпых и остаточных масел или их компонентов [5], проводится адсорбционным разделением дистиллятов и остатков. Адсорбционное разделение дистиллятного сырья и малосмолистых остатков нефти состоит из следующих этапов а) разделение на адсорбционной лабораторной колонке на метано-нафтеновые, легкие, средние, тяжелые ароматические углеводороды и смолистые вещества б)депарафииизация смеси метано-нафтеновых и ле1 кпх ароматических углеводородов [c.19]

Е5ыделение асфальто-смолистых веществ из остатков нефтей и фракционирование смол проводились адсорбционным разделением на силикагеле [15]. Выделенные фракции смолистых веществ были охарактеризованы по плотности, молекулярному весу, кислотному числу (определенному потенциометрическим методом) и элементарному составу. Для некоторых фракций были сняты и исследованы инфракрасные спектры. [c.19]

Белебейская нефть горизонта il.iv близка к нефти горизонта Л / Шкаповского месторождения. Белебейская нефть характеризуется относительно невысокой плотностью (pf = 0,8304), невысоким содержанием серы (0,82%) и смолистых веществ (смол силикагелевых 6,54%, асфальтенов 0,98%) Нефть парафинистая в ней содержится 3,7% парафина с температурой плавления 53°С. Выход фракций до 200°С составляет 31%, до 300°С —,50%. [c.152]

Алькеевская нефть по основным показателям близка к нефти Ромашкинского участка. Содержание серы в нефтях соответственно 1,8 и 1,6%, смол силикагелевых 15,6 и 11,6%, обе нефти парафинистые с одинаковым выходом фракций, выкипающих до 20С"С (22%) и до 300° С (38—39%). Нефти некоторых других участков Ромашкинского месторождения содержат больше серы (до 2% )и больше смолистых веществ. [c.184]

Михайловская девонская нефть обладает наименьшим содержа нием ссры (0,48%) по сравнению со всеми нефтями Куйбышевско области, в том числе мухановской (0,57%) и Дмитриевской (1,05% девонскими нефтями. В мих,айловской девонской нефти содержа ние смолистых веществ меньше, чем в михайловской нефти угле ноской свиты (смол силикагелевых 2.88 и 5,29% соответственно) [c.216]

Нефти месторождений, расположенных между Самарской Лукой I Кинель-Черкасским районом, таких, как Красный Яр. Белозер-кое и Чубовское, отличаются от основных нефтей Кинель-Черкас- кого района большим содержанием серы и смолистых веществ. [c.217]

Нефти месторождений Белозерского и Красный Яр по своей tapaKTepH THKe близки между собой. Они являются сернистыми (содержание серы 1,81 и 2,01 %), смолистыми (смол силикагелевых 11,07 и 10,00%, асфальтенов 1,39 и 1,097о, коксуемость 3,34 и 5,50% соответственно), отличаются высоким содержанием пара-Ьина (5,67 и 5,48% с температурой плавлепия 55 и 48°С). [c.217]

Нефть месторождения Гуселки-характеризуется небольшим сс держанием серы (0,67%) и смолистых веществ (смол силикагелс вых 3,41%, асфальтенов 0,93%). Содержание фр акций от н.к. д 200° С составляет 28,5%, ДО 300° С—46,4%. По iB M приведенны [c.276]

Ха актеристика смолистых ве цеств, выделенных из 20,П ,-ного остатка урицкой нефти [c.302]

Болынинство нефтей Волгоградской области отличаются отпо- тчуП)ПО невысокой плотностью, не превышающей = 0,891, пе-(ысокой смолистостью (содержание силикагелевых смол в основ-[ых нефтях 5—6%) и низким кислотным числом (0,06—0,14 мг КОН la 1 г нефти). По содержанию серы (0,10—1,1%), парафина (от 1,0 до 5,0%) и выходу фракций до 200° С нефти Волгоградской об-тасти резко различаются между собой (табл. 203). [c.305]

Наиболее высоким содержанием серы (1,17о) и смолистых в< ществ (10%) отличается коробковская нефть верхнего башкирско яруса. [c.306]

Олениковская нефть характеризуется малым содержанием серы (0,43%) и смолистых веществ (3,29% силикагелевых смол). Содержание парафина в нефти очень высокое (11% при температуре плавления 52 С). Выход фракций до 200 С составляет 29%, до 300° С — 49,57о. Фракция, отобранная от н. к. до 85°, может быть использована как компонент авиационного бензина Б-70. Фракция, отобранная от 28 до 200°С, отвечает требованиям ГОСТ на автомобильный бензин А-66. [c.335]

Нефти меловых отложений, например северо-риштанская, бостонская, легкие (pf около 0,780—0,789), содержат незначительное количество смолистых веществ (силикагелевых смол не выше 3%, коксуемость около 0,5%). [c.388]

Нефти, отобранные из неогенового горизонта, отличаются от палеогеновых нефтей одного и того же месторождения меньшим содержанием парафина и смолистых веществ. Например, в южно-аламышикской неогеновой нефти содержится 4,93 /о парафина, в палеогеновой 10—11%, смол силикагелевых 3,72 и 6,40%), коксуемость 1,26 и 5,41% соответственно. [c.388]

Джаркакская нефть той же области отличается от нефтей Газ-липского месторождения более высоким содержанием серы (0,93%) и смолистых веществ (смол силикагелевых 3,63 Уо, коксуемость 1,27%). Выход фракций до 200° С примерно такой же, как и для нефтей месторождения Га.зли (38,5%), а до 300° С значительно меньше (65%). [c.389]

Атовская нефть кембрийских отложений отличается малым со-им жанием серы (0,04%), смолистых веществ (смол силикагеле-U.IX--OT следов до 4"/,) и значительным—светлых фракций (до 52,6%). [c.493]

Как указывалось, во многих нефтях содержание фракций, выкипающих до 300°С, очень высоко (57—68%), вследствие чего лоличество смолистых веществ в мазутах оказывается весьма значительным и влияет на выход масел. [c.538]

Наибольшее содержание парафина обнаружено в тунгорской нефти (4,87%/50° С). Для большинства нефтей оно лежит в преде-.lax 1—2% и лишь в наиболее смолистых нефтях составляет 0,1 — 0,2%. [c.538]

В нефтяной практике чаото приходится встречаться с пере-Кач1 оЙ подогретых нефтей и нефтепродуктов. 0 пoдoгpввoмi в основном перекачиваются нефти и нефтепродукты о большой вязкостью (мазуты, масла, смолистые нефти) и о высокой темпера турой застывания (нефти с большим содержанием парафина, жидкие парафины и т п.). При движении по тигбопроводам они охлаждаются. Температура их понижается как по длине, так И по. радиусу., [c.53]

Первое промышленное нефтяное месторождение в Албании было открыто в 1934 г. в районе Кучево (Сталино). Нефть здесь залегает на глубине 650— 00 м. Она содержит большое количество серы, тяжелая, смолистая. Скважины малодебитные. К настоящему времени месторождение это разбурено. [c.69]

Современные тяжелые топлива представляют собой, как правило, смеси остаточных продуктов как прямой перегонки нефти, так и крекинг-процесса. Они являются средне- и высокомолекулярными циклическими соединениями и ароматическими углеводородами, соединениями карбоновой кислоты, смол и асфальтенов. Тяжелые моторные и топочные мазуты имеют довольно высокие вязкость и плотность, содержат много асфальто-смолистых веществ, значительное количество серы и ванадия, механических примесей и воды. В отличие от мазутов с малой вязкостью мазуты с большой вязкостью имеют большую молекулярную массу. Эти топлива состоят в основном из высоко-кипящих фракций (при температуре до 350° С выкипает веего около 8—12%), а потому они имеют,более высокую температуру начала кипения. Из-за повышенного содержания в мазутах высококипящих фракций увеличивается количество сажи в продуктах сгорания, которая, осаж-даясь на футеровке и поверхностях нагрева котлов и печей, снижает к. п. д. установок. [c.3]

Содержание солей и их состав, содержание гетероорганических соединений (сернистых, кислородных, смолистых и др.) зависит как от химического состава исходной нефти, так и от способа переработки и условий хранения и транспортирования. Содержание взвешенных твердых частиц и воды определяется в основном условиями транспорта и хранения. [c.5]

Присутствие в нефти соединений высокого молекулярного веса смолистой или асфальтовой природы может явиться причиной чрезмерного образования осадков в готовой жидкости. Эти компоненты могут быть удалены перегонкой. Их можно также удалить, разбавляя продукт, содержащий асфальто-смо-листые вещества, очень легким углеводородом, например пропаном. В этом случае асфальто-смолистые вещества осаждаются в виде вязкой жидкости, а остальные углеводороды растворяются в пропане. Деасфальтизация при помощи такого растворителя в большей мере обусловлена различиями в молекулярном весе нефтяного сырья, чем в его строении. [c.183]

Большую часть траксыиссионных масел готовят из смеси масел, полученных перегонкой, и остаточны.х ма-> ел сернистых нефтей, последние имеют неприятный серный запах. Для улучшения смазывающей способности в них обычно оставляют асфальто-смолистые веш,ества. Кроме того, в масла добавляют антифрикционные, про-тивопзносные и противозадирные присадки. [c.96]

Как отмечалось ранее, в последние годы широкое применение находят углепластики. Они характеризуются низкой плотностью, высокими прочностными характеристиками и способностью выдерживать высокие температуры. Для получения особо термостойких КМ в качестве связующего используют углеродсодержащие термореактивные фенольные и фурфури-ловые смолы, пеки из каменноугольной смолы или нефти. Армирующими материалами являются углеродные волокна, нити, жгуты и ткани. После предварительного формообразования заготовка подвергается высокотемпературной обработке (карбонизации). В процессе карбонизации происходит термодеструкция связующего, сопровождающаяся удалением испаряющихся смолистых соединений, газообразных продуктов и образованием твердого [c.484]

Как известно, нефти представляют собой смесь углеводородов. Но в состав их обычно входят также сернистые, кислородные и азотистые соединения, образующие смолистые вещества нефтей. Сернистые соединения, а также сероводород, содержащийся во многих нефтях, вызывают коррозию металлов. В нефтях содержатся также в различных количествах твердые углеводороды — парафины и церезины, которые при энгснлуатации нефтяных скважин отлагаются на стенках труб. [c.26]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...