Депарафинизация - нефтяная фракция
Cтраница 2
В настоящее время разработаны и внедрены разные процессы денормалиэации депарафинизации нефтяных фракций, позволяющие получать жидкие парафины хорошего качества. Однако поскольку потреоители предъявляют все более жесткие требования к качеству жидких парафинов ( особенно по содержанию ароматических углеводородов и фракционному составу), советские и зарубежные исследователи продолжают работы по усовершенствованию процесса депарафинизации нефтяных фракций. [16]
Реакция образования комплексов мочевины может использоваться как один из методов депарафинизации нефтяных фракций. [17]
 |
Схема работы нутч-фильтра.| Схема барабанного вакуум-фильтра. [18] |
Такие фильтры широко используют для отделения кристаллов парафина и церезина при депарафинизации нефтяных фракций, при карбамидной депарафинизации топлив, а также в производстве катализаторов и цеолитов для разделения водных суспензий. [19]
Шампанья, Ложье и др. [27] применили гметод экстрактивной кристаллизации с мочевиной в целях депарафинизации нефтяных фракций, начиная от бензш овых до газойлей с концом кипения 360 С. [20]
Депарафинизация в реакторе с псевдоожиженннм слоем [ 691 - В Индии построена пилотная установка, предназначенная для депарафинизации нефтяных фракций. [21]
Хотя в этих процессах избирательность растворителей и не имеет решающего значения, тем не менее полученные выше результаты позволяют проследить определенную целесообразность и в этом случае. Так, данные табл. 1 и 2 позволяют утверждать, что при депарафинизации нефтяных фракций, когда твердыми компонентами оказываются парафиновые углеводороды, более целесообразным окажется применение растворителей правой ветки, плохо растворяющих твердые парафины, тогда как высокозастывающие компоненты ароматического характера ( твердые асфальтены) растворяются хуже в растворителях левой ветки и применение последних окажется более эффективным при удалении в виде твердой фазы ароматических высокозастывающих компонентов. [22]
В настоящее время разработаны и внедрены разные процессы денормалиэации депарафинизации нефтяных фракций, позволяющие получать жидкие парафины хорошего качества. Однако поскольку потреоители предъявляют все более жесткие требования к качеству жидких парафинов ( особенно по содержанию ароматических углеводородов и фракционному составу), советские и зарубежные исследователи продолжают работы по усовершенствованию процесса депарафинизации нефтяных фракций. [23]
Однако вследствие увеличения константы равновесия процесса происходит разложение комплекса и уменьшается отбор н-алканов от потенциала. Депарафинизацию низкокипящей фракции нужно осуществлять при более низкой температуре. Депарафинизацию нефтяных фракций водным или спиртовым раствором карбамида вначале ведут при повышенной температуре - от 35 до 40 С, а затем ее постепенно снижают до 29 С. Пониженная температура необходима для полдержания раствора карбамида в насыщенном состоянии в период всего процесса комплексообразования. При использовании кристаллического карбамида максимально активная концентрация карбамида равна единице. Поэтому весь процесс ведут при постоянной температуре. [24]
Основные стадии карбамидной депарафинизации ведутся при невысоких температурах, это - существенное достоинство процесса. Температуру подбирают в зависимости от качества сырья и-способа подачи карбамида. В большинстве случаев депарафинизацию нефтяных фракций ведут при 10 - 50 С. Применение кристаллического карбамида при увеличении молекулярной массы сырья требует повышения температуры, а использование растворов позволяет несколько понизить температуру комплексообразования. [25]
В промышленных процессах, когда ограниченное растворение возникает в результате образования нерастворимых кристаллов, разделение компонентов происходит по температурам застывания. При этом в нерастворимую твердую фазу переходят компоненты, температура плавления которых выше температуры растворения, независимо от химического строения и размера молекул. То, что в процессе депарафинизации нефтяных фракций твердую фазу составляют парафиновые углеводороды, является простым совпадением. [26]
Масло, поступающее в абсорбер, должно быть нагрето до ПО-115 С во избежание конденсации водяного пара, выходящего из абсорбера. Этот пар практически освобождается от паров фенола. Другие варианты схем регенерации растворителей из водных растворов в процессах очистки и депарафинизации нефтяных фракций приведены при описании соответствующих технологических процессов. [27]
Жидкие парафины, выкипающие в пределах 270 - 370 С, в небольших количествах выделяют кристаллизацией из растворов в избирательных растворителях. Полученные кристаллы отфильтровывают, промывают от раствора дизельного топлива, затем от полученных продуктов отгоняют растворитель. Жидкие парафины, выкипающие в пределах 200 - 360 С, получают путем карбамид-ной депарафинизации соответствующих нефтяных фракций. Этот метод заключается в комплексообразовании ( преимущественно н-алканов) с карбамидом, отделении комплекса от раствора де-парафинированного сырья, разложении комплекса, отделении парафина от карбамида и отгонке растворителя от полученных продуктов. Жидкие парафины, выкипающие в пределах 180 - 345 С, выделяют путем адсорбция н-алканов на цеолитах с последующей их десорбцией. [28]
Вакуумная десорбция имеет ограниченное применение в промышленной практике. Это в первую очередь связано с большими энергетическими затратами, а также с необходимостью обеспечения надежной герметичности всех узлов установки. В литературе известно сравнительно небольшое число промышленных адсорбционных установок с использрванием вакуума на стадии десорбции веществ из адсорбентов. В частности, успешно применяется вакуумная десорбция в промышленных установках депарафинизации нефтяных фракций. [29]
 |
Схема абсорбера для извлечения фенола из паров азеоирошкж смеси фенола и воды. [30] |
Страницы: 1 2 3