Главная -> Словарь

Тульского горизонта

Большая часть воды в поступающих на НПЗ нефтях находится в виде эмульсии, образованной капельками воды с преобладающим диаметром 2— 5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления на многих промыслах в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульга-торы используют и при термохимическом, и при

При одновременном производстве широкого ассортимента масел и твердых парафинов необходима сортировка гачей. Гачи, выкипающие до 450—470 °С, следует направлять на обезмасливание, а содержащие значительные количества фракций, выкипающих выше 450 °С, — на установку вакуумной перегонки. Из получаемых при вакуумной перегонке легких гачей производят парафин для СЖК, а остатки от перегонки гача либо используют для выработки тугоплавких парафинов , либо добавляют в топливо. Гачи перегоняют обычно на установках для вторичной перегонки масел.

Большая часть воды в поступающих на НПЗ нефтях находится в виде эмульсии, образованной капельками воды с преобладающим диаметром 2— 5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления на многих промыслах в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульга-торы используют и при термохимическом, и при

тугоплавких парафинов, остатков переработки гачей и петролатумов в качестве

тугоплавких парафинов в качестве компонента

нефтяные остатки, с высоким содержанием тугоплавких парафинов,

из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов , неуглеводородных соединений.

фракции) без химических превращений и удаление из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов , неуглеводородных соединений.

Таким образом, при выборе температурного режима электроосаждения следует учитывать свойства продукта и реагента, желаемую степень очистки, соотношение реагента и нефтепродукта, применяемую аппаратуру. Температурные пределы очистки нефтепродуктов могут быть в отдельных случаях несколько расширены . Так, для сжиженных газов температура может быть ниже 25 СС, а для тугоплавких парафинов составлять 65—80 °С. Оптимальная температура очистки для каждого продукта обычно определяется экспериментально.

Установка сернокислотной очистки тугоплавких парафинов

Схема установки сернокислотной очистки тугоплавких парафинов приведена на рис. 29. Сырье насосом ' подается в электроразделитель 2, где от него отделяется вода. Вода из электроразделителя 2 сбрасывается, а парафин направляется в смеситель 4, куда одновременно насосом 3 подается 2—4% серной кислоты концентрацией 96—99% или олеум. Смесь парафина и кислоты проходит в реактор 5, где выдерживается при перемешивании 20—40 мин, и затем насосом 6 перекачивается в электроразделитель 7, где отделяется кислый гудрон. Последний с низа электроразделителя 7 выводится с установки. Парафин кислотностью 0,03—0,05 вес. %

жирновская нефть тульского горизонта - I Tj 8j Ij П2 }

парафина 1,0—8,5%, серы 1,03—0,04%, силикагелевых смол 13—20%. Выход фракций до 200 °С составляет от 2 до 42%. Наиболее тяжелыми являются нефти башкирского, намюрского и туриейского ярусов и тульского горизонта . Нефти свлаповско-лнвенского, воронежского, семилукского, задсшско-елецкого, пашийского н воробьесского горизонтов девонских отложений — легкие . Нефти тульского Б((( и бобрнкопского горизонтов но свойствам занимают промежуточное положение.

Мазуты и остатки волгоградских нефтей различаются между собой но плотное ги, вязкости и температуре застывания, что лимитирует использование их в качестве топлив. Наиболее полный ассортимент топочных мазутов может быть получен из нефтей башкирского яруса и тульского горизонта Жнрповского и Ьахметьевского месторождений и из тяжелой арчединской нефти бобриковского и турнейского горизонтов. Из коробковской нефти возможно получение топочных мазутов марок 40 н 100. Мазуты из девонских нефтей вследствие высоких температур застывания могут быть использованы в качестве топлив лишь после разбавления их пизкозастывагощимп продуктами вторичного происхождения.

Лебяжинская тульского горизонта 13, 16, 17, 20—22

и турнейской свит . Нефти бахметьевская и жирновская тульского горизонта занимают промежуточное положение среди нефтей Волгоградской области.

Легкие бензиновые фракции из бахметьевской и жирнов-ской нефтей тульского горизонта имеют высокие октановые числа , так как в них содержание изопарафиновых углеводородов с двумя— тремя метальными группами высоко. Наименьшее октановое число у бензиновых фракций коробковской и жирновской девонской нефтей, так как в них преобладают метановые углеводороды.

Наибольший выход масляных фракций у бахметьевской нефти тульского горизонта , у арчединских нефтей угленосной свиты и турнейского горизонта , а у остальных нефтей—порядка 7—23%.

Бахметьевская, тульского горизонта, скв. № 25 0,8627 —58 0,34 9,5 6,35 0,36 3,0 2.34 0,08 14 36

Жирновская ..... 70,0 69,0 59,0

Жирновская ..... 70,0 69,0 59,0

Разгонка павловской нефти тульского горизонта в аппарате ЦИАТИМ-58 и характеристика полученных фракций . . ... 99