Скорость фракциях нефти

Защитную способность ингибитора ИКБ-4 для стали повышают легкие фракции прямой перегонки нефти. Хорошее диспергирование ингибитора и углеводорода благоприятствует защите, с чем связаны высокие ингибирующие свойства ИКБ-4 при интенсивном движении минерализованного водного раствора. Так, при скорости потока 1 -м/с скорость коррозии армко-железа снижается на 95,7 % при содержании ингибитора в среде 75 мг/л. [c.171]

Прямогонная фракция ромашкинской нефти, давление 300 ат, температура 400°, объемная скорость г =1,0 час [c.217]

Контакт воды с металлической поверхностью приводит к коррозии металлов, протекающей по электрохимическому механизму. Величина водонефтяного соотношения, характерного для конкретного месторождения, при котором система нефть — вода становится неустойчивой, может быть использована в качестве параметра для прогнозирования скорости коррозионного разрушения оборудования. Углеводороды практически не вызывают коррозию металлов. Однако неполярная фаза в системе нефть — вода оказывает значительное влияние на коррозионную активность водонефтяной системы в целом, повышая или понижая ее. Повышение защитного действия углеводородной составляющей в эмульсионной системе вода — нефть связано в основном с ингибирующими свойствами ПАВ, входящими в природную нефть. Наиболее активные ПАВ — нафтеновые н алифатические кислоты и асфальтосмолистые вещества. Содержание ПАВ в нефтях различных месторождений колеблется в широких пределах. Молекулы нафтеновых и алифатических кислот состоят из неполярной части — углеводородного радикала и полярной части карбоксильной группы, что обусловливает их способность адсорбироваться на границе раздела фаз. Соли нафтеновых кислог более полярны, чем сами кислоты, и более поверхностно-активны. Величина поверхностного натяжения на границе раздела вода — очищенная фракция нефти (например, вазелиновое масло или очищенный керосин) составляет 50—55 мН/м, в то время как поверхностное натяжение на границе раздела вода — сырая нефть не превышает 20—25 мН/м. Это свидетельствует об адсорбции поверхностно-активных компонентов нефти на границе раздела сырая нефть—вода. В щелочной пластовой воде происходит реакция взаимодействия нафтеновой кислоты с ионом щелочного металла. Образующееся соединение более поверхностно-активно, чем нафтеновые кислоты. [c.122]

В последнее время в мировой практике производства анодов неоднократно пытались использовать в качестве связующего нефтяные пеки. Бьши испытаны пробы различных нефтеперерабатывающих фирм, полученные различными методами из разных тяжелых остатков нефти. Оказалось, что можно получить нефтепек с содержанием а-фракции, близким к каменноугольному, но практически не содержащий а i -фракции (см. табл. 6). Коксовый остаток, отношение содержания углерода к содержанию водорода и плотность этого пека ниже, чем каменноугольных пеков. Полученные с применением нефтепеков аноды оказались с худшими физическими и механическими свойствами, в то же время скорость окисления в токе воздуха и расход анода в лабораторных условиях оказались примерно равными. [c.25]

Как и следовало ожидать, скорость выгорания отбензиненной нефти из-за наличия большего количества легких фракций оказалась больше, чем при мазуте. Если при сжигании мазута максимальная неполнота сгорания в районе правого бокового экрана достигала 30—34%, то на отбензиненной нефти она не превышала 15—И8%. [c.65]

В работе [118] описаны результаты лабораторного применения ультразвуковых колебаний для выделения газа (метанэтановые фракции) из углеводородных жидкостей (газовый конденсат, нефть). В экспериментах использовался газовый конденсат с удельным весом 0,75 и газ, содержащий около 90% метана. Под действием ультразвуковых колебаний скорость и глубина дегазации увеличивались. [c.331]

В качестве исходного сырья для деструктивной гидрогенрхза-ции был взят газойль от каталитического крекинга фракции 320—450° ромашкинской девонской нефти. Гидрирование проводилось под общим давлением 300 ати, при температуре 410° и объемной скорости подачи сырья 1 час на промышленных катализаторах сернистом вольфраме, осерненном алюмо-вольфрам-никелевом, алюмо-силикат-никель-молибденовом и опытном окис-ном алюмо-вольфрам-никелевом. От гидрогенизатов отгонялись фракции бензина и дизельного топлива (до 300°) и остатки подвергались низкотемпературной депарафинизации. Характеристики остатков и трансформаторных масел, полученных в результате их депарафинизации, приведены в табл. 4, Как видно из данных таблины, и в этом случае были получены трансформаторные масла, стабильные к окислению без добавки к ним антиокислителя. Из гачей депарафинизации после однократного обезмасливания их был получен технический парафин. [c.249]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...