RU2509143C2 - Способ получения низкозастывающих зимних сортов топлив депарафинизацией - Google Patents
Способ получения низкозастывающих зимних сортов топлив депарафинизацией Download PDFInfo
- Publication number
- RU2509143C2 RU2509143C2 RU2011149333/04A RU2011149333A RU2509143C2 RU 2509143 C2 RU2509143 C2 RU 2509143C2 RU 2011149333/04 A RU2011149333/04 A RU 2011149333/04A RU 2011149333 A RU2011149333 A RU 2011149333A RU 2509143 C2 RU2509143 C2 RU 2509143C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- dewaxing
- fuels
- diesel fuel
- low
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims abstract description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 29
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 15
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 7
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 7
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 6
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 4
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 4
- PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N isoamylol Chemical compound CC(C)CCO PHTQWCKDNZKARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004018 waxing Methods 0.000 description 3
- PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N Aniline Chemical compound NC1=CC=CC=C1 PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 2
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000013081 microcrystal Substances 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 230000035900 sweating Effects 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к депарафинизации нефтепродуктов. Изобретение касается способа получения низкозастывающих зимних сортов топлив депарафинизацией нефтепродуктов путем смешения сырья с поверхностно-активным веществом, охлаждения до температуры депарафинизации с последующим выделением парафиновых углеводородов в постоянном электрическом ноле. В качестве вспомогательного поверхностно-активного вещества используется слабоминерализованная вода с содержанием солей до 500 мг/л в виде водно-спиртового раствора, выбранного из спиртов С1-С5, в соотношении 100:1. Технический результат - улучшение низкотемпературных свойств топлива. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 5 пр.
Description
Изобретение относится к химмотологии и может быть использовано для депарафинизации средне - дистиллятных товарных нефтепродуктов, выделения из них низкозастывающих зимних сортов топлив и товарных парафиновых углеводородов - компонентов летних топлив.
Для решения подобных задач распространены следующие способы депарафинизации нефтепродуктов: депарафинизация нефтепродуктов на вакуумных фильтрах с использованием низкотемпературной кристаллизации парафиновых углеводородов в кетон-ароматических растворителях [1]; депарафинизация нефтепродуктов фильтр-прессованием и потением гачей с использованием кристаллизации парафиновых углеводородов без применения растворителей [2]; карбамидная депарафинизация [3], депарафинизация на цеолитах [4].
Известен также способ депарафинизации нефтепродуктов путем смешения сырья с поверхностно-активным веществом (ПАВ), термообработкой полученной смеси, охлаждения ее до температуры депарафинизации, гомогенизации и выдерживания охлажденной смеси с последующим выделением парафиновых углеводородов на электродах в постоянном электрическом поле. В качестве ПАВ используют продукт конденсации синтетических жирных кислот фракции С21-25 и полиэтиленполиаминов в массовом соотношении 5,5:1,0 [5], соответственно.
Известен также аналогичный способ депарафинизации нефтепродуктов с использованием в качестве поверхностно активного вещества (ПАВ) продукта взаимодействия стеариновой кислоты, полиэтиленполиаминов и формальдегида [6]. Указанный способ выбран в качестве прототипа.
Недостатком известного способа является невозможность использования выделенных парафиновых углеводородов в качестве компонентов летних топлив ввиду накопления в них применяемых ПАВ, которые частично содержатся и в депарафинизированном топливе, увеличивая параметр «содержание фактических смол» по ГОСТ 8489-85.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа получения депарафинированных низкозастывающих топлив и компонентов парафиновых топлив зимних сортов с пониженным содержанием ПАВ.
Поставленную задачу можно решить за счет достижения технического результата, который заключается в улучшении низкотемпературных свойств топлива - температуры застывания, фильтрации и помутнения.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известном способе получения незастывающих зимних сортов топлив депарафинизацией нефтепродуктов, включающем смешение сырья с поверхностно-активным веществом, охлаждение этой смеси до температуры кристаллизации парафинов с последующим выделением парафиновых углеводородов в постоянном электрическом поле, в указанную смесь добавляют вспомогательное поверхностно-активное вещество, в качестве которого используется слабоминерализованная вода с содержанием солей до 500 мг/л в виде водно-спиртового раствора спиртов С1-С8 в соотношении 100:1.
Кроме этого указанный технический результат достигается также тем, что концентрации ПАВ используют в интервале от 0.001 до 0.01% масс., в процессе депарафинизации нефтепродуктов используют добавку воды с вспомогательным поверхностно - активном веществе с концентрацией последнего исключающей замерзание воды, при этом выбор вспомогательного поверхностно - активного вещества осуществляют с учетом заданных температурных условий использования топлива. Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. В парафинистый нефтепродукт вводят 0,01-0,05 ПАВ, 0,001-1,0 масс.% воды (содержание солей в воде до 500 мг/л) в виде водно-спиртового раствора.
Далее смесь подается в блок электродепарафинизации, представляющий собой термостатированную систему коаксиальных электродов по прототипу. Для предотвращения электрического пробоя дно ячейки выполнено из диэлектрика.
Блок электродепарафинизации охлаждают до температуры депарафинизации минус 10-15°C.
Микрокристаллы воды являются эффективными центрами кристаллизации парафинов, а присутствие спиртов, в некоторых случаях, обеспечивает необходимую подвижность эмульсии.
При напряженности электрического поля 6000-10000 В/см в межэлектродном пространстве происходит разделение нефтепродукта на парафиновые углеводороды, образующие осадок на электродах, и прозрачные низкозастывающие углеводороды - депарафинированное топливо.
Эффективность процесса депарафинизации нефтепродуктов оценивается по выходу депарафинированного топлива, по понижению температуры застывания, фильтруемости и помутнения депарафинированного топлива относительно температуры застывания исходного продукта.
Пример 1. Для электродепарафинизации используют компонент дизельного топлива со следующими свойствами: температура застывания минус 21°C, температура помутнения минус 7-9°C; плотность при 20°C 826 кг/м3; вязкость при 20°C 3,9 мм2/с; 50% дизельного топлива выкипает при 281°C; анилиновая точка 69,5°C; содержание углеводородов, образовавших комплекс с карбамидом, 4,2 масс.%.
Электродепарафинизацию компонента дизельного топлива проводят в постоянном электрическом поле в присутствии сложноэфирной присадки в соответствии с прототипом [6]. Содержание ПАВ (депрессорной присадки - соп.ЭВА) составляет 0,0, 0,05 и 0,01 масс.%. Средняя напряженность электрического поля в межэлектродном пространстве ячейки составляла 10000 В/см, время охлаждения исходного дизельного топлива - 60 мин;
время электрообработки (осаждения) - 60 мин. Другие параметры депарафинизации: температура депарафинизации минус 11, 15, 17°C. Для исходного и депарафинированного дизельного топлива определяются температуры застывания и помутнения. Для оценки эффективности процесса определяли выход депарафинизированного топлива и рассчитывали его депрессию по температуре застывания и помутнения относительно исходного сырья без присадки.
Результаты депарафинизации представлены в таблице 1, а также прочие параметры процесса по прототипу [6].
Пример 2. Электродепарафинизацию компонента дизельного топлива проводили в соответствии с примером 1, с таким же компонентом дизельного топлива, как и в примере 1. Электродепарафинизацию компонента дизельного топлива проводили в постоянном электрическом поле в присутствии ПАВ - сложноэфирной присадки, в соответствии с примером 1. Содержание депрессорной присадки (соп. ЭВА) по заявляемому способу составляла 0,0, 0,5 и 1,0 масс.%. Содержание введенной воды в исходное топливо совместно с изоамиловым спиртом (ИАС) составляло 0,001% масс. Средняя напряженность электрического поля в межэлектродном пространстве ячейки составляла 10000 В/см, время охлаждения исходного дизельного топлива 60 мин; время электрообработки (осаждения) 60 мин. Другие параметры депарафинизации: температура депарафинизации минус 11, 15, 17°C. Для исходного и депарафинированного дизельного топлива определяются температуры застывания и помутнения. Для оценки эффективности процесса определяли выход депарафинизированного топлива и рассчитывали его депрессию по температуре застывания и помутнения относительно исходного сырья без присадки.
Результаты депарафинизации по способу, представлены в таблице 1.
Пример 3. Электрод епарафинизацию компонента дизельного топлива проводили в соответствии с примером 1 и таким же компонентом дизельного топлива, как и в примере 1. Содержание депрессорной присадки (соп. ЭВА) по заявляемому способу составляло 0.0, 0,05 и 0,01 масс.%. Содержание введенной воды в исходное топливо, совместно с (ИАС), составляло 0,005% масс. Средняя напряженность электрического поля в межэлектродном пространстве ячейки составляла 10000 В/см, время охлаждения исходного дизельного топлива 60 мин; время электрообработки (осаждения) 60 мин. Другие параметры депарафинизации: температура депарафинизации минус 11, 15, 17°C. Для исходного и депарафинированного дизельного топлива определяются температуры застывания и помутнения. Для оценки эффективности процесса определяли выход депарафинизированного топлива и рассчитывали его депрессию по температуре застывания и помутнения относительно исходного сырья без присадки.
Результаты депарафинизации по способу представлены в таблице 1.
Пример 4. Электродепарафинизацию компонента дизельного топлива проводили в соответствии с примером 1 и таким же компонентом дизельного топлива, как в примере 1. Содержание депрессорной присадки (соп. ЭВА) по заявляемому способу составляет 0,0, 0,05 и 0,01 масс.%. Содержание введенной воды в исходное топливо, совместно с (ИАС), составляло 0,01% масс. Средняя напряженность электрического поля в межэлектродном пространстве ячейки составляла 10000 В/см, время охлаждения исходного дизельного топлива 60 мин; время электрообработки (осаждения) 60 мин. Другие параметры депарафинизации: температура депарафинизации минус 11, 15, 17°C. Для исходного и депарафинированного дизельного топлива определяются температуры застывания и помутнения. Для оценки эффективности процесса определяли выход депарафинизированного топлива и рассчитывали его депрессию по температуре застывания и помутнения относительно исходного сырья без присадки.
Результаты депарафинизации по способу представлены в таблице 1.
Пример 5. Электрод епарафинизацию компонента дизельного топлива проводили в соответствии с примером 1 и таким же компонентом дизельного топлива, как в примере 1. Содержание депрессорной присадки (соп.ЭВА) по заявляемому способу составляет 0,0, 0,05 и 0,01 масс.%. Содержание введенной воды в исходное топливо, совместно с (МС), составляло 0,01% масс. Средняя напряженность электрического поля в межэлектродном пространстве ячейки составляла 10000 В/см, время охлаждения исходного дизельного топлива 60 мин; время электрообработки (осаждения) 60 мин. Другие параметры депарафинизации: температура депарафинизации минус 11, 15, 17°C. Для исходного и депарафинированного дизельного топлива определяются температуры застывания и помутнения. Для оценки эффективности процесса определяли выход депарафинизированного топлива и рассчитывали его депрессию по температуре застывания и помутнения относительно исходного сырья без присадки.
Результаты депарафинизации по способу представлены в таблице 1. Данные таблицы 1 показывают, что электродепарафинизация компонента дизельного топлива по заявляемому способу в условиях принятых параметров процесса приводит к разделению парафиновых и жидких углеводородов. Выход депарафинированного дизельного топлива с увеличением содержания присадки в компоненте дизельного топлива от 0,0 до 0,05 масс.% возрастает с 68 до 97 масс.%. При этом показатели качества депарафинированного дизельного топлива (ДДТ) также повышаются. Об этом свидетельствует высокая депрессия температуры застывания ДДТ, составляющая 7-24°C, и высокая депрессия температуры помутнения ДДТ, составляющая 8-16°C. Одновременное увеличение содержания сложноэфирной депрессорной присадки в исходном компоненте дизельного топлива до 0,01-0,05 масс.% и увеличение содержание введенной воды в топливо от 0,001 до 0,01 масс.% при электрообработке приводит к улучшению показателей депарафинизации исходного сырья: увеличивается выход депарафинированного дизельного топлива. При этом возрастает депрессия температуры застывания и помутнения депарафинированного дизельного топлива, что свидетельствует о преимуществах заявляемого способа.
Сокращения:
(соп. ЭВА) Сополимер этилвинилацетата;
(ИАС) изоамиловый спирт;
(МС) метиловый спирт;
+/- осаждение парафина происходит на обоих электродах;
ЕСр - средняя напряженность электрического поля в межэлектродном пространстве;
ТдеП. - температура депарафинизации;
ДДТ - депарафинированное дизельное топливо;
Тзаст. - температура застывания;
Тп. - температура помутнения.
Литература
1. Богданов Н.Ф. и др. Депарафинизация нефтяных продуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961, с.186-188.
2. Переверзев А.Н. и др. Производство парафинов. М.: Химия, с.161-164.
3. Усачев В.В. Карбамидная депарафинизация. М.: Химия, 1967, с.114-117.
4. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002, с.321.
5. Пат. РФ 2106390, МПК6 C10G 73/30, опубл. 10.03.1998, Бюл. №7.
6. Заявка: 2008105256/04, 12.02.2008, опубликовано: 27.04.2009 Бюл. №12.
Claims (3)
1. Способ получения низкозастывающих зимних сортов топлив депарафинизацией нефтепродуктов путем смешения сырья с поверхностно-активным веществом, охлаждения до температуры депарафинизации с последующим выделением парафиновых углеводородов в постоянном электрическом поле, отличающийся тем, что в качестве вспомогательного поверхностно-активного вещества используется слабоминерализованная вода с содержанием солей до 500 мг/л в виде водно-спиртового раствора, выбранного из спиртов С1-С5, в соотношении 100:1.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержание слабоминерализованной воды в виде водно-спиртового раствора какого-либо спирта С1-С5 составляет от 0,001 до 0,01 мас.%.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбор концентрации вспомогательного поверхностно-активного вещества осуществляют с учетом заданных температурных условий использования топлива.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011149333/04A RU2509143C2 (ru) | 2011-12-02 | 2011-12-02 | Способ получения низкозастывающих зимних сортов топлив депарафинизацией |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011149333/04A RU2509143C2 (ru) | 2011-12-02 | 2011-12-02 | Способ получения низкозастывающих зимних сортов топлив депарафинизацией |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011149333A RU2011149333A (ru) | 2013-06-10 |
| RU2509143C2 true RU2509143C2 (ru) | 2014-03-10 |
Family
ID=48784537
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011149333/04A RU2509143C2 (ru) | 2011-12-02 | 2011-12-02 | Способ получения низкозастывающих зимних сортов топлив депарафинизацией |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2509143C2 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1017584A (en) * | 1961-10-10 | 1966-01-19 | British Petroleum Co | Process for the removal of straight chain hydrocarbons from petroleum fractions |
| SU1077921A1 (ru) * | 1982-05-17 | 1984-03-07 | Новополоцкий Политехнический Институт Им.Ленинского Комсомола Белоруссии | Способ депарафинизации и обезмасливани нефтепродуктов |
| RU2106390C1 (ru) * | 1996-07-16 | 1998-03-10 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Способ депарафинизации нефтепродуктов |
| RU2321616C2 (ru) * | 2006-05-12 | 2008-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ депарафинизации нефтепродуктов |
| RU2353645C1 (ru) * | 2008-02-12 | 2009-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ депарафинизации нефтепродуктов |
-
2011
- 2011-12-02 RU RU2011149333/04A patent/RU2509143C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1017584A (en) * | 1961-10-10 | 1966-01-19 | British Petroleum Co | Process for the removal of straight chain hydrocarbons from petroleum fractions |
| SU1077921A1 (ru) * | 1982-05-17 | 1984-03-07 | Новополоцкий Политехнический Институт Им.Ленинского Комсомола Белоруссии | Способ депарафинизации и обезмасливани нефтепродуктов |
| RU2106390C1 (ru) * | 1996-07-16 | 1998-03-10 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Способ депарафинизации нефтепродуктов |
| RU2321616C2 (ru) * | 2006-05-12 | 2008-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ депарафинизации нефтепродуктов |
| RU2353645C1 (ru) * | 2008-02-12 | 2009-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ депарафинизации нефтепродуктов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011149333A (ru) | 2013-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP2005538204A5 (ru) | ||
| PL149354B1 (en) | Hydrocarbon fuel | |
| BR112019003771B1 (pt) | Método para fabricar um componente de combustível | |
| KR20090105931A (ko) | 신규의 단일 상 수화된 탄화수소계 연료, 이를 제조하는 방법 및 그러한 방법에 사용하기 위한 조성물 | |
| CN108865444B (zh) | 一种以大豆油酸生产柴油抗磨剂的制备方法 | |
| RU2509143C2 (ru) | Способ получения низкозастывающих зимних сортов топлив депарафинизацией | |
| RU2108370C1 (ru) | Способ получения зимнего дизельного топлива | |
| JP6174962B2 (ja) | ディーゼル燃料油組成物 | |
| US10889774B2 (en) | Lubricity additive for fuel with a low sulphur content | |
| RU2353646C1 (ru) | Способ депарафинизации нефтепродуктов | |
| RU2296614C1 (ru) | Способ получения активной основы эмульгатора инвертных эмульсий и эмульгатор инвертных эмульсий | |
| RU2570647C1 (ru) | Способ получения судового маловязкого топлива | |
| RU2408662C2 (ru) | Гидролизованная дeпрессорная присадка для топочных мазутов | |
| RU2426770C1 (ru) | Способ получения экологически чистого дизельного топлива | |
| RU2706123C1 (ru) | Способ очистки биотопливных композиций на основе рапсового масла | |
| RU2458970C1 (ru) | Способ депарафинизации нефтепродуктов | |
| JP4411353B2 (ja) | ディーゼル燃料の分離製造方法及びディーゼル燃料 | |
| RU2353645C1 (ru) | Способ депарафинизации нефтепродуктов | |
| RU2668612C1 (ru) | Способ получения компонента для буровых растворов | |
| RU2321616C2 (ru) | Способ депарафинизации нефтепродуктов | |
| KR101508042B1 (ko) | 포화지방산 고함유 동·식물성 유지 유래 바이오디젤의 저온유동성 개선방법 | |
| Plata et al. | Improving the low-temperature properties and filterability of biodiesel | |
| RU2106390C1 (ru) | Способ депарафинизации нефтепродуктов | |
| RU2289611C1 (ru) | Способ депарафинизации нефтепродуктов | |
| RU2558359C1 (ru) | Депрессорная присадка для парафинистых нефтей и предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151203 |