Главная -> Словарь

Содержание остаточной

Двухступенчатая циклонная печь, разработанная ВНИИПК-яефтехимом, отличается от обычных циклонных топок раздельным сжиганием в разных камерах подсвечивающего топлива и токсичных газов. Это позволяет полностью сжечь подсвечивающее топливо в оптимальных условиях, обеспечить наличие высокотемпературных центров воспламенения, создать оптимальные условия для эффективного тепло- и массообмена . В первой ступени печи циклонно-вихревым способом сжигается топливо. Через пережим 6 продукты сгорания поступают во вторую ступень, куда через тангенциальные сопла подаются газы окисления. Эти газы nonaj дают в кольцевое пространство между раскаленной футеровкой и высокотемпературным потоком продуктов сгорания из первой ступени. Как отмечают разработчики, содержание остаточных органических веществ в отходящих из печи газах соответствует ПДК для территории нефтеперерабатывающих заводов, и эти газы меньше загрязняют атмосферу, чем дымовые газы ряда паровых котлов ТЭЦ .

Из таблицы видно, что обессоливание нефти, сначала отмытой от солей и части кислых соединений, а затем после добавления нафтеновых кислот или экстрагированных нефтепродуктов вновь засоленной без подачи щелочи, было весьма неудовлетворительным как и исходной при-камской нефти. Во всех опытах рН дренажных вод было низким, а содержание остаточных солей составляло 15 мг/л. При обессоливании аналогично приготовленного образца нефти, но с применением щелочи рН повышалось до 6,9-7,2, а содержание остаточных солей значительно снижалось — до 6—7 мг/л. Примерно такие же результаты , но без подачи'гцелочи, получены при обессоливании нефти, которую отмыли от солей и части кислых соединений, а затем вновь тщательно смешали с водным раствором соли.

Из таблицы следует, что при обессоливании ромашкинской нефти в три ступени без подачи в нее нефтепродуктов кислотного характера рН дренажных вод всех ступеней составляет 7,8-8,1; остаточное содержание солей в нефти 3 мг/л. Степень обессоливания нефти с нефтепродуктами была весьма низкой: даже после седьмой ступени в нефти оставалось 11 мг/л солей. При этом величина рН дренажных вод всех ступеней была низкой. При подаче на седьмую ступень 30 г/т щелочи рН водной фазы возрастало до 9,4, а содержание остаточных солей резко снизилось до 3 мг/л.

Промышленное подтверждение целесообразности применения щелочи в процессе обессоливания отдельных нефтей получено на ЭЛОУ ряда предприятий. Так, применение щелочи в ПО „Пермнефтеоргсинтез", получающем нефти, аналогичные образцам, исследованным на пилотной установке, позволило снизить содержание остаточных солей в направляемой на переработку нефти с 15-20 до 5-8 мг/л и ниже.

Сопоставление результатов обессоливания ромашкинской нефти с применением водорастворимых деэмульгаторов проксанол 305 и ОЖК в виде 2%-ных растворов и подачей в промывную воду показало, что содержание остаточных солей было на 5-10 мг/л ниже в случае подачи деэмульгатора в промывную воду.

и температура в электродегидраторе выше, чем необходимо для полного удаления воды и солей, то его работа еще больше усложняется, поскольку увеличивается электрическая проводимость нефти и сила тока. Кроме того, при повышении температуры усложняются условия работы изоляторов. Поэтому при проектировании ЭЛОУ не следует стремиться к чрезмерно высоким температурам и давлениям, так как многие нефти хорошо обессоливаются при 70—90° С. Обес-соливание нефти при более высоких температурах выгодно лишь в том случае, если при этом в нефти уменьшается содержание остаточных солей и увеличивается пропускная способность электродегидраторов.

Во всех вариантах на вторую ступень электродегидраторов подавали холодную воду, на первую ступень — воду, дренируемую из дегидраторов второй ступени. Во всех трех случаях на первой ступени содержание солей уменьшалось до 200—400 мг/л. Однако при однократной подаче ОЖК содержание солей в нефти после второй ступени составляло 127 мг/л, при двукратной снижалось до 63 мг/л. При трехступенчатом обессоливании содержание остаточных солей в нефти то же, что и при двухступенчатой обработке.

Качество обессоленной нефти при использовании диссольвана 4411 улучшается, содержание остаточных солей составляет при этом 37 мг/л. Применение неионогенных деэмульгаторов для обессоли-вания чернушинской нефти показало также их высокую эффективность.

В настоящее время известно следующее типовое решение для выбора температуры ведения процесса обессоливания нефти изложенное в работе . «При проектировании ЭЛОУ не нужно стремиться к чрезмерно высоким температурам и давлениям *, так как многие нефти хорошо обессоливаются при 70—90 °С. Обессоливание нефти при более высоких температурах выгодно лишь в том случае, если при этом в нефти уменьшается содержание остаточных солей и увеличивается пропускная способность электродегидраторов».

В подогревателе частично происходило гидрирование карбонильных групп глюкозы и фруктозы и начинался гидрогенолиз углеводов, при котором накапливалось 15—20% продуктов гидрогенолиза. В гидрогенизате после реактора содержание остаточных моносахаридов, определяемых в виде редуцирующих веществ по Бертрану, составляло около 0,3% к исходным. Состав полиолов в гидрогенизате после его обезвоживания был следующим: гекситов 17%; пентитов 1,5%; эритрита 5%; глицерина 43%; этиленгликоля 16%, 1,2-пропиленгликоля 17%; суммы спиртов 99,5%.

При работе со стационарным .никелевым катализатором важную роль играет концентрация ксилозного раствора, подаваемого на гидрирование. Нами установлено, что изменение концентрации ксилозы в растворе от 5 до 19% не влияет на скорость гидрирования, при повышении концентрации выше 19% значительно повышается содержание остаточных моносахаридов в ксилите . Заводская практика показала, что гидрирование ухудшается при увеличении концентрации ксилозного раствора выше 16%.

Повышенным содержание остаточной серы в стабильном топливе может быть не только из-за падения активности катализатора, но также в результате смешения сырья с очищенным продуктом при неисправности сырьевого теплообменника.

В некоторых нефтях содержится до 2000 мг/л растворенных солей. Содержание остаточной пластовой воды в нефтях 1%.

На • нефтегазовом месторождении Ледюк— Вудбенд разрабатывается залежь D-3A , приуроченная к рифовому массиву, сложенному отложениями Ледюк девонского возраста. Средняя глубина залегания продуктивных пород составляет 1628,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пород-коллекторов равна 10,8 м, газонасыщенная — 15,2 м. Пористость пород равна 8%; содержание остаточной воды составляет в среднем 15%; проницаемость по напластованию — 100 мд, в вертикальном направлении — 10 мд.

Фирмой Esso Research предлагается три варианта получения малосернистого котельного топлива: 1) вакуумная перегонка, гидроочистка дистиллята и смешение гидроочищенного продукта с вакуумным остатком ; 2) то же -f-+ деасфальтизация и добавка деасфальтизата к дистилляту для обессеривания ; 3) прямая гидроочистка мазута до содержания серы 0,3—1,8% на новых металлоустойчивых катализаторах со сроком службы до 2 месяцев

Содержание остаточной воды, вес. °/о . . .

Показателем степени равномерности прогрева кусков кокса в глубину было выбрано содержание серы в сернистом нефтяном коксе, прокаленном во вращающейся печи алюминиевого завода. Содержание остаточной серы в поверхностной части отдельных кусков кокса было меньше, чем в центральной: для кусков размером 10 мм в 1,1 раза, для кусков 20 мм в 1,2 раза, для кусков 30 мм в 1,3 раза и для кусков 40 мм в 1,4 раза.

Для полного вымывания солей необходимо обеспечить тесный контакт между капельками содержащейся в нефти соленой воды и промывной воды. В зависимости от характера нефти и устойчивости образуемой эмульсии требуется в большей или меньшей степени перемешивать воду с нефтью. Степень перемешивания зависит также от природы деэмульгатора, его поверхностной активности и способности диффундировать в нефти. Обычно на ЭЛОУ нефть с водой и реагентами перемешивают при помощи смесительных диафрагм, регулируемых вручную задвижек или клапанов, перепад давления на которых регулируется автоматически. Последний способ перемешивания имеет существенный недостаток, так как при чрезмерном увеличении скорости струи в клапане может образоваться стойкая трудноразрушаемая эмульсия. Нередко при повышении перепада давления на смесительном клапане в нефти увеличивается содержание остаточной воды, а следовательно, солей.

После перемешивания пробы нефтей помещают в термостат для отстаивания воды. В случае легких нефтей поддерживают температуру в термостате 60° С, для высокопарафинистых и тяжелых нефтей плотностью 0,9 и более — 80° С. Воду, выделившуюся при нагреве из эмульсии, тщательно отделяют и замеряют ее количество через 15 и 30 мин, 1, 2, 3 и 4 ч. В тех пробах, где после 2 ч отстоя выделялось 95—98% воды от общего содержания ее в -эмульсии, отстой прекращают и определяют в нефти содержание остаточной воды по ГОСТ 2477—65. В остальных пробах после 4 ч отстоя нефть отделяется от свободной воды и в ней определяют содержание остаточной воды.

Содержание S = JI1 — JIt\ содержание RSH = #, — Лг\ содержание R2Sa = J73— JIt; содержание На8=Л4 — Л6; содержание остаточной серы Л5.

Содержание остаточной серы равно содержанию серы в последнем определении .

Содержание RSH = Тг; содержанке S = Ях; содержание RaS2 = Я2; содержание R2S = Тг — Т3; содержание остаточной серы Л2'— В1 — Т г, общая сера Лг — 7\ + П2 + Л2.