Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Молекулярный вес нефти


Нефтепродукты молекулярный вес - Справочник химика 21

    Определить приведенные температуру (Гпр) и давление (Рпр) для нефтепродукта молекулярной массы 102,5 с относительной плотностью [c.25]

    Пример 4. Определить энтальпию нефтепродукта молекулярной массы 100 при 330 °С и 3432 кПа. Нефтепродукт имеет кр = 291 °С, плотность = 0,760. [c.34]

    В случае жидких нефтепродуктов молекулярный вес может быть определен, например, по давлению паров или криоскопическим методом. [c.102]

    Как было указано, для легких нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо) уравнение (2. 22) дает достаточно хорошие результаты, однако для тяжелых нефтепродуктов оно обусловливает погрешность до 38% (см. табл. 2. 4). Это подтверждается также анализом экспериментальных данных Н. В. Цедерберга [19] и Л. Риделя [22]. Если воспользоваться значениями Л, приведенными в работах [19, 22], и по уравнению (2. 22) рассчитать для тяжелых нефтепродуктов молекулярную массу, получим следуюш ие значения М для масла МС-20 около 184, для трансформаторного — 180, для смеси масел (75% трансформаторного и 25% масла МК-22) — 144, для смеси масел (75% масла ]ИС-20 и 25% трансформаторного) — 194, для калориферного масла — [c.78]

    Пример 3. Определить энтальпию нефтепродукта молекулярного веса 100 при 33() °С и 35 атм. Нефтепродукт имеет 4р = 291 °С, плотность 1°= 0,760. [c.31]

    Окисление нефтепродуктов молекулярным кислородом значительно ускоряется в присутствии катализаторов окисления. К их числу относятся металлы (такие, как медь, свинец, железо) и соли органических кислот. [c.42]

    При анализе жидких нефтепродуктов молекулярные сита могут быть применены как для суммарного определения нормальных парафиновых углеводородов вместе с простейшими непредельными углеводородами, так и для раздельного определения этих углеводородов путем проведения двух определений. При одном из них суммарно определяются нормальные парафиновые и олефиновые углеводороды, а при другом предварительно удаляются олефиновые углеводороды химическим путем, а затем в оставшейся смеси отдельно определяются нормальные парафиновые углеводороды. [c.133]

    Для определения молекулярной массы нефтепродуктов различного происхождения, выкипающих в широком интервале температур (от 77 до 449 °С), и индивидуальных углеводородов в работе [31] предлагается следующее уравнение, обеспечивающее высокую точность расчета (максимальная ошибка 4,5%, средняя ошибка 2,4 7о)  [c.39]

    Между полярными свойствами и защитной эффективностью различных маслорастворимых ПАВ имеется определенная зависимость. Для одного и того же класса химических соединений полярность ПАВ тем больше, чем ниже их молекулярная масса. Одновременно с этим при удлинении углеводородного радикала улучшается растворимость маслорастворимых ПАВ в нефтепродуктах и, согласно правилу П. А. Ребиндера, уменьшается их поверхностная активность на границе раздела нефтепродукт — вода. Таким образом, ингибиторы коррозии нефтепродуктов нужно выбирать из соединений, обладающих наибольшей полярностью в малополярных углеводородных средах и проявляющих наивысшую поверхностную активность в углеводородной среде на границе с водой. В общей шкале ПАВ, предложенной П. А. Ребиндером, указанные ингибиторы коррозии занимают место между водо- и маслорастворимыми ПАВ. [c.304]

    Гидрогенизацию в том виде, как она применяется для очистки крекинг-нефтепродуктов и сланцевых масел, обычно принято называть недеструктивной гидрогенизацией. Это значит, что при этом процессе в минимальной степени идет превращение углеводородных компоиентов в более низкокипящие (меньшего молекулярного веса) углеводороды. Процесс состоит в присоединении водорода к олефинам, в некоторых случаях по ароматическим связям, и, следовательно, в повышении содержания водорода при практически полном исключении разрыва углерод-углерод-пых связей в продукте. [c.275]

    Температуры кипения не представляют значительного интереса для характеристики нефтепродукта, так как последние сильно отличаются по молекулярному весу. Кривая же разгонки по Энг-леру [235] является одной из важнейших характеристик дистил- [c.194]

    Молекулярный вес нефтей является очень важным свойством при изучении химического состава, например, при характеристике нефтяных фракций, как будет сказано ниже в разделе указателей и корреляций. Некоторые приблизительные молекулярные веса нефтепродуктов  [c.206]

    Из достаточно однородной жидкой смеси углеводородов (нефтепродукта или каменноугольной смолы) пиролизом получают. ЕД водородные газы и жидкие углеводороды различного молекулярного веса. Тяжелый остаток представляет,собой пек или кокс, содержащий более 95% углерода. Углеводородный газ, который со-дб р/кит соединения низкого молекулярного веса, можно, нагревая, конвертировать и получать при этом еще некоторое количество жидких углеводородов и смол относительно высокого молекулярного веса. Одновременно образуются более простые углеводороды, кокс и водород. [c.295]

    Главная причина широкого применения каталитического крекинга заключается в том, что он позволяет получать большие выходы высокооктановых бензинов, чем любой известный термический процесс. Кроме того, газообразные продукты каталитического крекинга более ценны, так как они состоят преимущественно из пропановых и бутановых углеводородов и содержат меньше метана и этана. Образование тяжелых нефтепродуктов и высоковязких остатков, имеющих больший молекулярный вес, чем исходный материал, сводится до минимума как бензин, так и не-крекированный рециркулят являются более насыщенными про дуктами, чем продукты термического крекинга. Это в значительной степени обусловлено высоким содержанием ароматических соединений. [c.323]

    Этим требованиям отвечают аналитические зависимости, полученные нами для расчёта констант фазового равновесия (4.2),(4.3), молекулярных масс (4.6), энтальпий узких нефтяных фракций различных нефтепродуктов (4.7) - (4.13). [c.96]

    Пример. Определтиь энтальпию паров нефтепродукта (молекулярный вес М = ИО, средняя температура кппеипя ср = 120 С и относительная плотность = 0,750) прп температуре I = 420 С и давленпи Р 42 ат. [c.73]

    Молекулярная масса — важнейшая физико-химическая характеристика вещества. Для нефтепродуктов этот показатель особен но важен, ибо дает среднее значен1 е молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции нефти. Молекулярная масса нефтепродуктов широко используется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих. аводов — это один из важнейших показателей, позволяющий сделать заключение о составе нефтепродуктов. Молекулярная масса связана с температурой кипения продуктов и входит в ряд комбинированных показателей — молекулярной рефракции, парахора,. арактеристического фактора и др. [c.47]

    Существующие криоскопические и эбуллиометрические методы определения молекулярного веса нефтепродуктов, предусматривающие замеры небольших изменений температуры кристаллизации или кипения растворителя ири помощи термометра Бекмана, не дают удовлетворительных результатов ири анализе тяжелых нефтепродуктов молекулярного веса 500—1000. Это объясняется тем, что небольшие изменения температуры кристаллизации или кипения (от нескольких сотых долей градуса до 0,1 С) замерять с достаточной точностью термометром Бекмана не представляется возможным, так как сам термометр может давать погрешность до 0,01 °С. [c.116]

    Опубликованные в начале шестидесятых годов результаты работ об антиокислительных свойствах стеаратов переходных металлов, ранее известных как катализаторы процессов окисления нефтепродуктов молекулярным кислородом, а также результаты применения диоргано-дитиофосфатов металлов явились началом нового направления в создании высокотемпературных присадок для нефтепродуктов - металлсодержащих антиоксидантов. За последние годы интерес к этим соединениям постоянно возрастает. [c.7]

    Карбоксилаты металлов (М/ , где Ь -стеарат, валериат, нафтенат ион) известны в нефтехимическом синтезе как гомогенные катализаторы жидкофазного окисления нефтепродуктов молекулярным кислородом 10,16]. Выше отмечалось, что при окислении смазочных масел на основе парафиновых фракций нефтей стеараты переходных металлов наряду с каталитическими проявляют ингибирующие свойства. Длительные индукционные периоды наблюдались, в частности, при окислении парафиновых фракций нефтей в присутствии стеарата кобальта ,Со8Ьг ) [70], циклогексена и -пинена с Ь 2 [71,72], н-декана йСиЗЬг и со КЗЬ [73,74], 2,6,10,14-тетраметилпентадекана [c.13]

    Пример. Определить энтальпию паров нефтепродукта (молекулярный вес М = 110, средняя температура кипения f p = 120° С и относительная плотность pH = 0,750) прп температуре t = 420° С п давленнп Р — 42 ат. [c.73]

    Молекулярный вес шфтепродуктов зависит от температур . кипения и химической природы. Чем выше температура кипения нефтепродукта, тем больше его молекулярный вес. При одной и той же [c.12]

    Для пользования графиком необходимо знать критические константы нефтепродукта и молекулярный вес. Вычисляют приведенные температуру и давление и по графику находят значение орди-М М [c.19]

    В лабораторной практике и научных исследованиях для определения химического состава нефтепродуктов в дополнение к методам анализа часто используют такие оптические свойства, как цвет, коэффициент (показатель) преломления, оп — гическая активность, молекулярная рефракция и дисперсия. Эти юказатели внесены в ГОСТы на некоторые нефтепродукты. Кроме того, по оптическим показателям можно судить о глубине очистки нефтепродуктов, о возрасте и происхождении нефти. [c.86]

    Предварительную оценку потенциальных возможностей не — сзтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей. Однако этих показа — т елей недостаточно для определения набора технологических процес — ( ов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок, цехов и НПЗ в целом и т.д. Для этих целей т лабораториях научно-исследовательских институтов проводят тщательные исследования по установлению всех требуемых для проектных разработок показателей качества исходного нефтяного сырья, его узких фракций, топливных и масляных компонентов, промежуточного сырья ддя технологических процессов и т.д. Результаты этих исследо — паний представляют обычно в виде кривых зависимости ИТК, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и нязкостных свойств от фракционного состава нефти (рис.3.3), а также 1 форме таблиц с показателями, характеризующими качество данной нефти, ее фракций и компонентов нефтепродуктов. Справочный материал с подробными данными по физико-химическим свойствам отечественных нефтей, имеюищх промышленное значение, приводится в многотомном издании "Нефти СССР" (М. Химия), [c.92]

    Флотация — один из распространенных методов очистки сточных вод в нефтяной и газовой промышленности. С помощью флотации из сточных вод удаляют эмульгированные нефтепродукты и твердые частицы, которые не задерживаются в нефтеловушках. Флотация основана на молекулярном слипании в воде частиц загрязнений и тонкоднспергированных пузырьков воздуха, для образования которых используют компрессионный, пневматический, пенный, химический, вибрационный методы. [c.205]

    Нефтяные остатки относятся к структурированным нефтепродуктам и обладают определенной механической прочностью и устойчивостью против расслоения. Увеличение молекулярной массы, связанное с усложнением струтстуры молекул, ведет к увеличению степени объемного наполнения системы и соответственному возрастанию структурномеханической прочности и снижению показателя устойчивости. На эти показатели влияют и физико-химические свойства дисперсионной среды, компонентный состав и, в частности, межмолекулярные взаимодействия. При малых значениях сил взаимодействия (алканы, алкано-циклоалканы с низкой молекулярной массой) показатели прочности и устойчивости изменяются по экстремальным зависимостям. При увеличении сил взаимодействия в дисперсионной среде (арены с высокой молекулярной массой) также происходят экстремальные изменения указанных показателей [14]. [c.30]

    В последние годы возросло число публикаций, посвященных применению метода ГПХ для анализа нефтепродуктов и, главным образом, для определения ММР нефтяных смол, асфальтенов и других высокомолекулярных компонентов. Весьма це1шым является вариант метода с препаративным вьщелением разделяемых компонентов. Вьщеление узких фракций позволяет более тщательно оценить молекулярную массу их и позволяет построить калибровочные кривые на реальном нефтяном остатке, выбранном в качестве стандартного. На основе данных ГПХ может быть получена обширная информация не только по ММР и распределению по размерам молекул и частиц, но и по предположительной структуре асфальтенов, смол. Так, по данным разделения концентратов смол двух типичных сернистой и высокосернистой нефтей (рис. 1.11) можно сделать вывод о их различиях. В частности, для смол, выделенных из остатка товарной смеси западносибирской нефти, характерно бимодальное распределение, т. е. с относительно резким переходом от фракций с низкой молекулярной массой к фракции высокомолекулярных смол. Для смол аргганского гудрона характерно более [c.37]

    Повсеместно применяется обработка смазочных масел вязкостью от 100 до 300 единиц по Сейболту при 38° дымящей серной кислотой для получения медицинских масел. В качестве побочных продуктов получаются сульфокислоты или их нейтральные натриевые, кальциевые или бариевые соли. Нефтяные сульфокислоты, получаемые таким образом, в промышленности называются зелеными водорастворимыми кислотами и махогэни кислотами, растворимыми в нефтепродуктах [1]. Первые получаются главным образом из масел низкой вязкости и имеют более низкие молекулярные веса, чем махогэни кислоты, молекулярные веса которых составляют 400—525. Они, по-видимому, получаются из компонентов смазочного масла, содержащих ароматическое кольцо. Выход сульфокислот колеблется в пределах 5 —10% в зависимости от условий очистки, но потери масла на кислоту могут составлять и от 30 до 45%. Со времени появления смазочных масел, получаемых методом очистки при помощи избирательно действующих растворителей, парафиновые рафинаты дают гораздо более высокие выходы белых масел до 80—90%, а экстракты дают более высокие выходы сульфокислот, чем исходные смазочные масла. Соли нефтяных сульфоновых кислот ( махогэни ) также растворимы в нефтепродуктах и являются эффективными ингибиторами коррозии в маслах и петролатумах. [c.99]

    Вудл (Woodle) и Чандлер ( handler) [148] проводили опыты по разгонке смеси нефтепродуктов — небольшого количества темного остатка с легким светлым дистиллятом. Судя по цвету полученных продуктов разгонки, унос весьма невелик. Поэтому наличие металла в дистилляте можно объяснить только летучестью соединений, содержащих металл. Кроме того, удалось установить, что соединения, содержащие ванадий, сильно отличаются по молекулярному весу. Менее летучие, с большим молекулярным весом концентрируются в остатке, более легкие и соответственно более летучие — в дистилляте. [c.46]

    Более тщательным, но и более сложным методом, пригодным для различных молекулярных весов, является метод Липкина и Куртца [ИЗ]. Станет очевидным, что такие эмпирические поправки следует применять для парафиновых нефтей при температурах ниже температуры (помутнения) начала кристаллизации и выпадения парафина из нефтепродукта. [c.182]

    Показатель преломления сам по себе, а также вместе с другими свойствами очень важен при характеристике нефтяных фракций. Для узких фракций с одним и тем же молекулярным весом значения показателя преломления сильно увеличиваются от парафинов к нафтепам и к ароматике значения показателя преломления для полициклических нафтенов и для полициклической ароматики соответственно выше, чем для моноциклических соединений. Для ряда углеводородов по существу того же тина показатель преломления увеличивается с молекулярным весом, но не до высокой степени, особенно для парафинового ряда. Так как для сырых нефтей показатель преломления очень сильно меняется, то при характеристике их это свойство не имеет особого,значения. Если смешать жидкие углеводороды, то объемы конечных растворов аддитивны или почти аддитивны показатели преломления в таких случаях следуют простейшему правилу смешения [141]. Значения для нефтепродуктов широко меняются некоторые значения для узких фракций даны в табл. 1П-5 с другими свойствами для ориентации. [c.184]

    Поглощение у них такое же, как и у более светлых ароматических соединений в ультрафиолете кроме того, так как молекулярные веса у них выше, то оно перемещается к красному концу спектра. Возможно, что ни в каком случае окраска нефтепродуктов пе растет с увеличением содержания таких веществ. Многие низкокипящие фракции окрашены, и соединения с более высоким молекулярным весом не могут присутствовать [206—207]. Так как в большинстве случаев окраска неочищенных дистиллятов и остатков от темно-коричневого до черного цвета вызвана смолистыми и асфальтовыми веществами, растворенными или суспендированными, то нельзя с уверенностью сказать, что окраска всех более тяжелых фракций вызвана этими веществами. Однако то, что обработка адсорбентами (силикагелем, активированным углем, фуллеровой землей или бокситом) удалит большую часть окраски, кажется вполне вероятным. [c.191]

    На температуру кипения молекулярная симметрия влияет значительно меньше, чем на гемнературу плавления. Температура кипения зависит почти исключительно от молекулярного веса. Это подтверждается тем, что воск, отделенный от четко разогнанных нефтяных фракций, имеет тот же молекулярный вес, что и сопутствующая фракция. Перегонке при атмосферном давлении поддаются вещества с молекулярным весом до 200 вещества с молекулярным весом от 200 до 500 требуют вакуумной разгонки, от 500 до 1200 — подлежат молекулярной дистилляции. Практически конец разгонки наступает тогда, когда температура в кубе достигает такой величины, что начинается термический крекинг нефтепродуктов. [c.194]

    Хотя анилиновая точка и произвольный индекс, но она является важной величиной для характеристики нефтепродуктов. Для нефтей заданного тина она медленно растет с молекулярным весом, в то время как для нефтей определенного молекулярного веса она быстро увеличивается с парафинистостью. Следствием этого является то, что анилиновая точка была одним из первых свойств, предложенных для группового анализа нефтепродуктов в связи с содержанием ароматических и нафтеновых углеводородов [307—311] она применяется даже в одном из более ранних методов [312]. Простота определения делает ее удобной для грубого определения содержания ароматики, где эта величина важна для функциональных требований, как и в случае растворя-юш,ей способности нафтенов и горючих характеристик газолина и дизельных топлив. [c.203]

    Индивидуальные газообразные углеводороды, которые получаются либо непосредственно из сырой нефти или природного газа, либо путем крекинга более тяжелых нефтепродуктов, используются для производства химических продуктов, пластмасс и синтетического каучука (см. гл. XIII) или как сырье процессов каталитического превращения — полимеризации и алкилирования, ведущих к получению жидких углеводородов (см. гл. II). Большинство процессов каталитического превращения базируется на использовании реакционной способности олефинов и диолефинов, которые содержатся в газе. Часто ненасыщенные соединения получают дегидрированием пли деметанизацией насыщенных углеводородов приблизительно такого же молекулярного веса. Так, этан моншо дегидрировать в этилен, а пропан либо дегидрировать в пропилен, либо разложить па этилен и метан. Эти и подобные реакции [1 —10]1 имеют место в термических процессах, протекающих при 550—750° С. Термическое разложение Taiioro типа легко объясняется радикальным механизмом. По существу аналогичный характер имеют реакции разложения жидких углеводородов. Тел не менее дегидрирование H-oj xana и к-бутиленов, которое [c.296]

    Экспериментально молекулярная масса определяется обычно криоскопическим методом [137]. В скязи с разнообразием нефтей и нефтепродуктов и многочисленностью фракций не всегда имеются экспериментальные данные. Поэтому используются различные зависимости, позволяющие определя гъ молекулярную (ассу по другим показателям качества. [c.89]

chem21.info

Молекулярный вес - нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Молекулярный вес - нефтепродукт

Cтраница 1

Молекулярный вес нефтепродуктов зависит от температуры кипения и химической природы.  [1]

Молекулярный вес нефтепродуктов как смеси дает понятие об относительном весе средней молекулы из числа молекул, входящих в состав нефтепродуктов.  [2]

Молекулярный вес нефтепродуктов зависит от их температуры кипения, причем легкие фракции различных нефтей с одинаковыми температурными интервалами кипения имеют примерно одинаковый молекулярный вес. Однако при утяжелении фракций различие молекулярных весов становится более заметным.  [3]

Молекулярным весом нефтепродуктов и отдельных фракций широко пользуются при различных технологических расчетах, а также при исследовании химического состава нефтяных фракций.  [4]

Хотя молекулярный вес нефтепродуктов скорее качественная характеристика, чем количественная, все же этот показатель имеет важное значение для анализа нефтепродуктов и расчетов нефтеперерабатывающей аппаратуры. Знание молекулярного веса необходимо при определении молекулярной рефракции, парахора и многих других комбинированных показателей.  [5]

В лабораторной практике молекулярный вес нефтепродуктов обычно определяют криоскопическим методом, который основан на снижении температуры застывания растворителя от прибавления к нему нефтепродукта.  [7]

Основным методом определения молекулярного веса нефтепродуктов является криоскопический метод. Он основан на падении температуры застывания растворителя от прибавления к нему испытуемого нефтепродукта. В качестве растворителя употребляют бензол, нафталин и др. В редких случаях применяется эбулиоско-пический метод, основанный на измерении приращения температуры кипения растворителя после ввода в него испытуемого нефтепродукта. Еще реже определяют молекулярный вес по плотности паров нефтепродукта.  [8]

Средний молекулярный вес смол превышает молекулярный вес нефтепродуктов, из которых они извлекались, в 1 2 - 1 5 раза. Таким образом, процессы уплотнения, приводящие к образованию смол ( являющихся жидкой фазой), не столь глубоки. Сохранение в углеводородной среде смол в виде истинного раствора, коллоидной системы или выпадение их в виде отдельной фазы определяется содержанием гетероатомов в молекуле смол. С увеличением количества этих гетероатомов растворимость смол в углеводородной среде уменьшается.  [9]

Нафтенаты не растворимы в нефтепродукте, но хорошо растворимы в воде и поэтому переходят в щелочной слой. Чем больше молекулярный вес нефтепродукта, тем выше тепература, при которой его выщелачивают. Так, если бензины выщелачивают без подогрева, то дизельное топливо перед выщелачиванием подогревают до 90 - 95 С.  [10]

При исследовании смесей сложных органических веществ, какими являются нефтепродукты, применение химических методов анализа недостаточно. По мере возрастания молекулярного веса нефтепродуктов усложняется их анализ. Наибольшие трудности представляет исследование асфальто-смолистых веществ, химический состав и строение которыхмало изучены.  [11]

Распределение азотистых соединений нефти между продуктами ее переработки весьма неравномерно. Более 80 азотистых соединений сосредоточивается в тяжелых, главным образом, остаточных продуктах. В общем же с увеличением пределов выкипания, плотности и молекулярного веса нефтепродуктов концентрация в них азотистых соединений увеличивается.  [12]

Низшие критические температуры растворения асфальтенов в различных, растворителях не определялись, имеются только данные о снижении растворимости асфальтенов с повышением температуры в сжиженных газах и легких бензинах. Для нефтяных остатков, выкипающих выше 350 С, эта температура находится, по-видимому, в той области, когда асфальтены уже подвергаются термическому разложению. Имеющиеся в настоящее время данные позволяют только утверждать, что с ростом аро-матизованности и молекулярного веса нефтепродукта низшая критическая температура растворения в нем асфальтенов растет и для тяжелых остатков переработки нефти, судя по некоторым косвенным данным, составляет примерно 500 С.  [13]

Однако в их присутствии требуется более продолжительно и тщательно промывать комплекс. Нефтепродукты, богатые м-парафина-ми, для лучшего перемешивания образующегося комплекса следует разбавлять растворителем, например изооктаном. Необходимое количество карбамида определяется в зависимости от молекулярного веса нефтепродукта и примерного содержания к-парафинов в данном нефтепродукте по табл. 59, составленной авторами метода.  [14]

При определении температуры начала кристаллизации нефтег-продуктов необходимо их постоянное и равномерное, перемешивание. Так как охлаждение до определяемой температуры идет медленно, почти в течение 1 ч, то ручное перемешивание утомительно и не дает желаемой равномерности. Перемешивание проводится проволочной кольцевой мешалкой, опущенной в продукт через отверстие в пробке. Мешалка совершает колебательные движения от шатунно-кривошипного механизма, работающего от электромотора ДШС-200. Число колебаний регулируется и изменением числа оборотов электромотора через ЛАТР-1. Мотор, шатунно-кривошипный механизм и зажим для крепления прибора устанавливаются на одном щите. Для подачи сосуда с охлаждающим агентом используется подъемный столик. Описанная мешалка может быть использована также при определении молекулярного веса нефтепродуктов.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Молекулярная масса - Справочник химика 21

из "Химия нефти"

Молекулярная масса — одна из важных характеристик нефти и нефтепродукта. Для нефти и нефтепродукта определяют среднюю молекулярную массу соединений, входящих в их состав. Значение молекулярной массы используют в технологических и тепловых расчетах, при определении структурно-группового состава нефтяных фракций. [c.50] Молекулярная масса нефтей изменяется в широких пределах, но в основном от 220 до 300. Так, молекулярная масса нефтей Западной Сибири колеблется от 180 до 470. Из них айяунская нефть молекулярной массы 470 имеет плотность при 20°С 957,8 кг/м , западносургутская нефть молекулярной массы 312 880,6 кг/м , губкинская нефть молекулярной массы 180 811,2 кг/м . [c.50] Значение характеристического фактора К обычно колеблется в пределах 10,0—12,5. [c.51] Средняя ошибка расчета составляет 2,4%, максимальная 4,5%. [c.51] Молекулярную массу нефти и нефтепродукта обычно экспериментально определяют методом криоскопии с использованием Б качестве растворителей бензола и нафталина. Точную оценку молекулярной массы отдельных молекул углеводородных соединений можно осуществить методом масс-спектрометрии. [c.51] До недавнего времени молекулярную массу нефти и нефтепродукта определяли методом криоскопии с применением термометра Бекмана. [c.52] К недостаткам метода определения молекулярной массы с применением термометра Бекмана относятся сложность его настройки и невысокая точность. Небольшие изменения температуры кристаллизации можно с большей точностью измерять электрометрическим способом. При этом использование термисторов позволяет измерять температурную депрессию велич1шой 0,001 °С. Во ВНИИНП разработан метод определения молекулярной массы тяжелых нефтепродуктов, основанный на крио-скопических измерениях в нафталине с применением термисторов для замера температурной депрессии. Использование в качестве растворителя нафталина вместо бензола практически исключает явление ассоциации (образование надмолекулярных структур) смолисто-асфальтеновых вешеств и твердых углеводородов нефти (нефтепродукта). Это связано с тем, что нафталин имеет более высокую температуру кристаллизации (80,1 °С), чем бензол. Наиболее склонны к межмолекулярной ассоциации асфальтены. Поэтому молекулярную массу асфальтенов рекомендуется определять при различных навесках с экстраполяцией до нулевой концентрации. [c.52] Перед определением молекулярной массы необходимо провести калибровку термистора с прибором. В результате калибровки устанавливают для данного термистора коэффициент К, представляющий собой изменение сопротивления, Ом на 1 моль вещества в определенном объеме растворителя. [c.53] В чистую сухую пробирку для кристаллизации берут навеску нафталина 10 г с точностью 0,005, помещают в нее мешалку, закрывают стеклянной или плотной корковой пробкой. Для расплавления нафталина пробирку термостатируют при 95—96 °С. После расплавления нафталина пробку вынимают, пробирку закрывают стеклянной пробкой с вмонтированным термистором и термостатируют дополнительно в течение 5 мин. Затем пробирку с расплавленным нафталином переносят в пробирку-муфту, укрепленную в ультратермостате с температурой воды 78 °С, включают электромагнитную мешалку и приступают к измерению сопротивления термистора. При охлаждении нафталина сопротивление термистора постепенно увеличивается. Изменение сопротивления термистора фиксируется с помощью моста сопротивления и зеркального гальванометра. Термистор с помощью медных проводов соединяют с мостом сопротивления. Включают в сеть осветитель гальванометра и при разомкнутой цепи устанавливают световой луч в нулевое положение. [c.53] Через 5 мин после начала охлаждения цепь замыкают и следят за изменением сопротивления термистора, подбирая сопротивления вручную так, чтобы световой луч все время находился в нулевом положении. Перед началом кристаллизации нафталина в результате его переохлаждения наблюдается резкое отклонение светового луча от нулевого положения. Затем наступает процесс кристаллизации нафталина, при котором за счет выделяющейся скрытой теплоты плавления сопротивление термистора в течение некоторого времени остается постоянным. При неменяющемся сопротивлении термистора световой луч устанавливают в нулевое положение при помощи моста сопротивления и измеряют сопротивление термистора при температуре кристаллизации чистого нафталина с точностью до 0,1 Ом. [c.53] Затем пробирку с термистором вынимают из термостата и в нее добавляют из капельницы декалин (или другой чистый индивидуальный углеводород) в количестве около 0,1 г. Закрывают пробирку и вновь ее термостатируют при 95—96 °С в течение 7 мин, а после этого переносят в ультратермостат с температурой воды 78 °С. При охлаждении раствора декалина в нафталине до температуры кристаллизации проводят измерение сопротивления термистора, как при анализе с чистым нафталином. [c.54] Анализ повторяют, добавляя следующую порцию декалина в тот же раствор. Массу декалина определяют по разности, взвешивая капельницу с декалином с точностью до 0,0002 г. [c.54] После калибровки термистора в пробирку с нафталином добавляют из капельницы анализируемую нефть (нефтепродукт) в количестве около 0,1 г, взвешенную с точностью до 0,0002 г для проб с молекулярной массой до 600 и 0,12— 0,13 г — для проб с молекулярной массой от 600 до 1000. Сопротивление термистора при температуре кристаллизации раствора нефти (нефтепродукта) в нафталине измеряют так же, как и в случае с чистым нафталином. Затем для параллельного определения в ту же порцию нафталина добавляют вторую массу анализируемой нефти (нефтепродукта) и замеряют сопротивление термистора. [c.54] Расхождение между двумя параллельными анализами молекулярной массы не должно превышать 3,0 %. [c.55]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Нефть молекулярный вес - Справочник химика 21

    А. Ф. Красюковым и Е. П. Бойковой данные по изменению группового состава и молекулярных весов асфальтенов, смол и масел, выделенных из крекинг-остатка смеси грозненских нефтей. Молекулярные веса определяли криоскопическим методом в бензоле. Изменение температуры размягчения (по КиШ) остатка при коксовании можно проследить на рис. 6. [c.47]

    Удельный вес нефти Молекулярный вес. Вязкость кинематическая при 0°. . 10 . .  [c.67]

    Смолы, выделенные из малосернистых нефтей (молекулярный вес 407—815), по составу элементов близки к смолам, выделенным из сернистых нефтей, за исключением серы, которой в 3—5 раз было меньше (0,74—1,5%). [c.160]

    Так, из исходных ароматических компонентов сернистой нефти молекулярного веса 529 были получены фракции молекулярного веса 388 и 1062, из ароматических малосернистых нефтей с исходным молекулярным весом 480 были получены фракции молекулярного веса 317 и 901. Промежуточные фракции имели постепенно возрастающие значения молекулярного веса. [c.127]

    Кислоты, представляющие наибольший промышленный интерес, содер-я атся в керосиновых и газойлевых фракциях нефтей. Молекулярный вес их лежит в пределах 180—350. Их свинцовые, кобальтовые и марганцевые соли хорошо растворимы в маслах и применяются в качестве агентов, ускоряющих сушку лаков. Нафтенат медп применяется для консервации древесины, нафтенаты кальция и алюминия — в качестве присадок к смазочным маслам. Нафтеновые кислоты с 14—30 атомами С в молекуле во многих отношениях ведут себя подобно жирным кислотам с прямой ценью [7]. [c.275]

    Церезины же вырабатывают из остаточных продуктов нефти с началом кипения не ниже 450—500°, а иногда и выше. В состав церезина входят все наиболее высококипяпще кристаллические углеводороды нефти молекулярного веса от 450—500 и выше. Вследствие высокого молекулярного веса входяпще в состав церезина твердые углеводороды обладают весьма мелкой кристаллической структурой, которая определяет в значительной мере их физические свойства, а также ограничивает возможность достижения высокой чистоты их при обезмасливании. По химической природе входящие в состав церезина углеводороды относятся к тем же гомологическим рядам и группам, к каким относятся углеводороды, составляющие парафин. Но разница заключается в том, что в церезины входят наиболее высококипящие и высокомолекулярные представители этих групп, в то время как члены этих групп, составляющие технический парафин, обладают средними температурами кипения и средними молекулярными весами. Различным является и соотношение количеств углеводородов разных групп, входящих в церезин и в технический парафин. Если в техническом парафине преобладают и-алканы, то в церезине и-алканы содержатся в значительно меньшем относительном количестве и обычно составляют меньшую долю его массы. [c.78]

    Физически смолы являются вязкими полужидкостями коричневого цвета, плавящимися ниже 100° С, и можно предположить, что они напоминают смолы, удаляемые из фракций смазочного масла экстракцией водным спиртом [16]. Они также напоминают смолообразные вещества, выделенные из окисленного смазочного масла Гарнером (Garner), который применил тот же адсорбционный метод [17]. Как уже указывалось, смолы десорбируются большинством растворителей, а в ацетоне — слабо. Содержание серы и азота в них выше, чем в стандартных нефтях, молекулярный вес меняется в связи с молекулярным весом нефти, из которой они выделены, соотношение углерод водород порядка 8 1 [18], Элементарный анализ [c.537]

    Смолы различного молекулярного веса, выделенные из парафинистой сернистой и парафинистоц бессернистой нефтей, были изучены Л. Г. Жердевой, Ф. Г. Сидляронком и Н. И. Велизарьевой [31]. Авторы считают, что смолистые вещества представляют в нефтях свой ряд соединений, характерных для каждой нефти и определенным образом связанных с углеводородной частью нефти . Смолы, выделеЧ[Ные из различных фракций парафинистой сернистой нефти молекулярного веса от 280 до 793, отличаются высокой плотностью (1,02—1,06), большим содержанием серы (3,59—4,72%) и кислорода (3,13—4,61%). Количество водорода ниже 10% и сравнительно постоянно (9,35—9,85). Значительно содержание азота (0,59—1,3%). Высокомолекулярные смолы (мол, вес 564 —793) отличаются значительной ненасыщенностью х в формуле С Н2п+ж равен —25, —34), что указывает на их полицикличе-ский характер. [c.67]

    Удельный вес нефти Молекулярный вес Вязкость кинемати ческая  [c.164]

    По методике, предложенной И. Маркуссоном [1926], асфальтово-смолистая часть нефти с помощью селективных органических растворителей и сорбентов разделяется на три фракции. Первую из них составляют тве )-дые, хрупкие вещества, нерастворимые в низкокипящих алканах, этиловом спирте, изоамиловом спирте, уксусной кислоте и сложных эфирах. Эти вещества принято называть асфальтенами. Они характерюуются наибольшим в сравнении с другими компонентами нефти молекулярным весом (от 2000 до 5000) и удельным весом более единицы (до 1,16, возможно и выше). Асфальтены не плавятся и при температуре выше 300° С разлагаются с образованием газообразных продуктов и кокса. Они обладают отчетливо выраженными коллоидными свойствами и находятся в нефтях в виде высокодисперсного коллоидного раствора. При продолжительном нагревании или действии дневного света асфальтены переходят в нерастворимое и в других органических растворителях состояние. При коагуляции асфальтены активно сорбируют лиофильную часть раствора. Поэтому из нефтей их очень трудно выделить в чистом виде. Сорбция асфальтенами сопровождается экзотермическим эффектом, который, по наблюдениям АЛ. Саханова, выражается величиной около 10 кал/г. [c.20]

    Все погибшие организмы, остатки которых оседают на морском дне, подвергаются действию бактерий. Часть материа.ла, обратившегося в растворимые в воде вещества или в газы, исчезла, преимущественно уйдя в море. Оставшийся материал, не растворимый в воде, частично подвергался действию бактерий и погребался под неуклонно возрастающим покровом осадочных пород. Давление в осадках медленно возрастало. В процессе сжатия содержание воды уменьшалось с 70—80 до 10% или еще меньше, в зависимости от. глубины и типа осадков. Бактериальное раз.ложение, протекающее в анаэробных условиях, вероятно, продолжалось долгое время. В этот период могли произойти биохимическое гидрирование, отщепление уг.чекислоты от жирных кислот и восстановление сульфатов. Имеются указания на то, что содержание кислорода в органическом материале уменьшается во время этих бактериальных изменений и по своему химическому составу органический материал начинает походить на нефть. Однако число углеводородов еще не так велико, как впоследствии в образовавшейся нефти. Молекулярный вес компонентов обычно бывает высоким, так как органический материал, чтобы удерживаться в этом полужидком иле, должен находиться в твердом или [c.39]

    Полипропилен получается из пропилена — газообразного гомолога этилена. Полипропилен, как и этилен, содержится в поиутпых нефтяных газах, газах крекинга и пиролиза нефти. Молекулярный вес его в среднем 150 ООО, а строение преимущественно стереорегулярное. Полииронилен получается примерно таким же методом, как и полиэтилен низкого давления. Он обладает более высокой прочностью и теплостойкостью по сравнению с полиэтиленом, яв.ляется также хорошим диэлектриком. Методы получения полипропилена и полиэтилена одинаковы. Пз него изготовляют те же изделия газонепроницаемую пленку, прочное синтетическое волокно, трубы, которые можно применять для горячей воды. Полипропилен менее морозостоек (—35° С), чем полиэтилен (—60 70° С). В качестве материала для труб применяется также изотактический полипропилен, который имеет  [c.15]

chem21.info

Молекулярный вес - нефтяная фракция

Молекулярный вес - нефтяная фракция

Cтраница 1

Молекулярный вес нефтяных фракций связан с температурой кипения фракций и возрастает по мере повышения их температуры кипения; химическая природа нефтяной фракции мало влияет на величину ее молекулярного веса.  [1]

Молекулярный вес нефтяных фракций повышается с возрастанием температуры кипения последних.  [2]

Молекулярный вес нефтяных фракций представляет собой среднюю величину, зависящую как от молекулярного веса углеводородов, составляющих ее, так и от соотношений, в которых отдельные углеводороды входят в смесь. Совершенно очевидно, что средний молекулярный вес нефтяной фракции дает лишь качественную характеристику, позволяющую ориентироваться в преобладающем содержании легких или тяжелых углеводородов в данной фракции. Общим правилом для всех нефтяных фракций служит увеличение среднего молекулярного веса с повышением температуры кипения фракций.  [3]

Определить молекулярный вес нефтяных фракций, средняя температура кипения которых составляет ПО, 130 и 150 С.  [4]

Определить молекулярный вес нефтяных фракций, средняя температура кипения которых составляет 110, 130 и 150 С.  [5]

Если молекулярный вес нефтяных фракций высок, то почтя все молекулы ( за исключением молекул парафиновых углеводородов) построены из различных структурных групп, каждая из которых является характерным представителем определенного класса соединений. Так как в больших молекулах возможны многочисленные комбинации различных классов, то по мере повышения температуры кипения эти классы все более различаются по характеру.  [6]

С повышением молекулярного веса нефтяной фракции удаление серы и азота из серу - и азотсодержащих соединений путем гидрирования с использованием имеющихся катализаторов становится все более трудной задачей. Нежелательные свойства смазочным маслам придает в основном наиболее трудно удаляемый азот. Поэтому установки для гидроочистки смазочных масел конструируются в расчете на работу в самых жестких условиях рабочего диапазона: температура поддерживается вблизи 40О С, а давление - около 100 атм. В этих условиях, кроме обычных реакций удаления серы и азота, могут проходить некоторые реакции гидрокрекинга и, возможно, дегидрогенизации циклогексановых колец в ароматические.  [7]

С повышением молекулярного веса нефтяной фракции удаление серы и азота из серу - и азотсодержащих соединений путем гидрирования с использованием имеющихся катализаторов становится все более трудной задачей. Нежелательные свойства смазочным маслам придает в основном наиболее трудно удаляемый азот. Поэтому установки для гидроочистки смазочных масел конструируются в расчете на работу в самых жестких условиях рабочего диапазона: температура поддерживается вблизи 400 С, а давление - около 100 атм. В этих условиях, кроме обычных реакций удаления серы и азота, могут проходить некоторые реакции гидрокрекинга и, возможно, дегидрогенизации шклогексановых колец в ароматические.  [8]

С повышением молекулярного веса нефтяной фракции удаление серы и азота становится затруднительным.  [9]

С повышением молекулярного веса нефтяных фракций содержание ароматических углеводородов сильно падает.  [10]

С увеличением молекулярного веса исследуемой нефтяной фракции точность определения йодных чисел уменьшается.  [11]

Ряд произведенных исследований молекулярного веса нефтяных фракций подтверждает это положение.  [12]

Данные таблицы показывают, что молекулярный вес нефтяных фракций увеличивается с ростом их температуры кипения.  [13]

Между молекулярным весом и температурой кипения нефтяных фракций существует определенная зависимость: чем больше молекулярный вес нефтяной фракции, тем выше ее температура кипения.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Молекулярные веса фракций нефтей

Количество просмотров публикации Молекулярные веса фракций нефтей - 70

Оптическое вращение нефтей по группам нефтей различного возраста в градусах

  Данные   Возраст  
  третичный меловой юрский пермский камско-угольный девонский силурийский
Г. А. Амосова по дистиллятам                              
нефтей (сырая фракция)   0,71   0,36   0,21   0,19   —   0,19   — :
То же по маслам (удалены                          
смолы, асфальтены и пара­фин) 0 93     0,19     0,19     —     —     —     —    
ГрозНИИ (фракции 300—500° С)   0 93   0,21     —   —   —   —   —  
Р. Херша, максимальное вра­                              
щение фракций   0 99     —   —   —   0 37   0,20   0,19  
М. А. Ракузина, разгонка при низком                   *          
вакууме на дистиллят Энглера, ­                            
максимальное вращение   2,17   —   1,80   —   0,17   —  

Т а б л и ц а 17

Фракция   Молекулярный вес   Фракции   М олекулярный вес  
До 160° С   100—106   400—425°С   281—305  
160—200°С   124—137   425-450°С   310—328  
220—270°С-   158—172   450-475°С   335—379  
300-325°С   210—229   500 -525° С   397-410  
350—375°С   243—265   525-550°С   422-436  
375—400°С   265-284          

(1950) газообразные алканы, начиная с метана и кончая парами геп--тана, и еще более тяжелые углеводороды обладают весьма близкими химическими свойствами. Эти углеводороды весьма инœертны при действии кислорода и других окисляющих веществ при обычных температурах, химически нейтральны и не поглощаются щелочами и слабыми кислотами. Более тяжелые углеводороды, начиная с про­дана, обладают только большей способностью растворяться в креп^ кой серной кислоте. Более тяжелые углеводороды лучше растворя­ется в органических растворителях. К примеру, в случае если коэффициент

6 Заказ 1934.

82 Гл. XV. Состав и физические свойства нефтей и гааов

Таблица 18 Растворимость газа в 100 см3растворителя при 20° С и 760 мм. рт. ст., см3

Газ   Вода   Этиловый спирт (абсолютный)   Бензол   Гексан   Ацетон  
Метан         —  
Этан     —     —  
Пропан         —   —  
Бутан     >3000   —   —  
Этен          
Пропен     —   —   —  
Ацетилен       —    

растворимости метана в бензинœе равен 0,6, то для пропана эта вели­чина составляет более5, а пентан смешивается с бензином в любой

пропорции. Растворимость угле­водородных газов в воде и в органических растворителях приведена в табл. 18.

Количество растворенного в нефти газа зависит от состава нефти и газа, а также от темпе­ратуры и давления, при кото­рых происходит растворение. По данным Я. Д. Савиной и А. С. Великовского при одинаковом количестве атомов углерода в молекуле жидкого углеводорода при прочих равных условиях лучше всœего раство­ряют углеводородный газ мета-новые углеводороды, затем нафтеновые и хуже всœего аро­матические. В случае если углеводороды относятся к одной и той же группе, то чем больше атомов углерода в молекуле, тем меньше газа при одинаковых температурах и давлении они растворяют. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, как отмечает А. С. Великовский, чем больше бензина содержит нефть и чем она богаче метановыми углеводородами и бед­нее ароматическими, особенно полициклическими, тем большее коли­чество газа она способна растворить. Растворимость газа в нефти исходя из плотности показана на рис. 17. Чем выше молеку­лярный вес газообразного углеводорода, тем лучше он растворяется в жидких углеводородах нефти. Далеко не всœегда нефти в природных условиях насыщены газом полностью. Давление (при постоянной температуре), при котором из нефти начинает выделяться растворен­ный в ней газ, принято называть давлением насыщения.

§ 2. Физические и физико-химические свойства нефтей и природных газов 83

Обратная (ретроградная) растворимость. В области повышенных давлений смесь углеводородов, пройдя через жидкую фазу, способна при дальнейшем возрастании давления переходить в парообразное состояние. В этой области смеси газов отклоняются от законов Бойля-Мариотта. При изотермическом повышении давления жид­кость превращается в пар. Размещено на реф.рфОбъясняется это явление тем, что при достаточно большом объёме газовой фазы над жидкостью послед­няя при повышении давления растворяется в газе. В недрах земли при повышении давления часть газа превращается в жидкость, а при дальнейшем увеличении давления образовавшаяся жидкость вновь может перейти в газовую фазу. Явления перехода газовой смеси при повышении давления через жидкую фазу в парообразную и вновь при падении давления в жидкую получили название ретро­градных. Ретроградная конденсация наблюдается на многих нефтя­ных месторождениях. Залежи, в которых нефть находится в паро­образном состоянии, называются конденсатными.

В Советском Союзе исследование ретроградной растворимости было проведено М. А. Капелюшниковым и его сотрудниками. Неко­торые данные о растворимости углеводородов друг в друге при раз­личных температурах и давлениях приведены в табл. 19.

Таблица 19

referatwork.ru

Молекулярные веса фракций нефтей

Количество просмотров публикации Молекулярные веса фракций нефтей - 80

Оптическое вращение нефтей по группам нефтей различного возраста в градусах

  Данные   Возраст  
  третичный меловой юрский пермский камско-угольный девонский силурийский
Г. А. Амосова по дистиллятам                              
нефтей (сырая фракция)   0,71   0,36   0,21   0,19   —   0,19   — :
То же по маслам (удалены                          
смолы, асфальтены и пара­фин) 0 93     0,19     0,19     —     —     —     —    
ГрозНИИ (фракции 300—500° С)   0 93   0,21     —   —   —   —   —  
Р. Херша, максимальное вра­                              
щение фракций   0 99     —   —   —   0 37   0,20   0,19  
М. А. Ракузина, разгонка при низком                   *          
вакууме на дистиллят Энглера, ­                            
максимальное вращение   2,17   —   1,80   —   0,17   —  

Т а б л и ц а 17

Фракция   Молекулярный вес   Фракции   М олекулярный вес  
До 160° С   100—106   400—425°С   281—305  
160—200°С   124—137   425-450°С   310—328  
220—270°С-   158—172   450-475°С   335—379  
300-325°С   210—229   500 -525° С   397-410  
350—375°С   243—265   525-550°С   422-436  
375—400°С   265-284          

(1950) газообразные алканы, начиная с метана и кончая парами геп--тана, и еще более тяжелые углеводороды обладают весьма близкими химическими свойствами. Эти углеводороды весьма инœертны при действии кислорода и других окисляющих веществ при обычных температурах, химически нейтральны и не поглощаются щелочами и слабыми кислотами. Более тяжелые углеводороды, начиная с про­дана, обладают только большей способностью растворяться в креп^ кой серной кислоте. Более тяжелые углеводороды лучше растворя­ется в органических растворителях. К примеру, в случае если коэффициент

6 Заказ 1934.

82 Гл. XV. Состав и физические свойства нефтей и гааов

Таблица 18 Растворимость газа в 100 см3растворителя при 20° С и 760 мм. рт. ст., см3

Газ   Вода   Этиловый спирт (абсолютный)   Бензол   Гексан   Ацетон  
Метан         —  
Этан     —     —  
Пропан         —   —  
Бутан     >3000   —   —  
Этен          
Пропен     —   —   —  
Ацетилен       —    

растворимости метана в бензинœе равен 0,6, то для пропана эта вели­чина составляет более5, а пентан смешивается с бензином в любой

пропорции. Растворимость угле­водородных газов в воде и в органических растворителях приведена в табл. 18.

Количество растворенного в нефти газа зависит от состава нефти и газа, а также от темпе­ратуры и давления, при кото­рых происходит растворение. По данным Я. Д. Савиной и А. С. Великовского при одинаковом количестве атомов углерода в молекуле жидкого углеводорода при прочих равных условиях лучше всœего раство­ряют углеводородный газ мета-новые углеводороды, затем нафтеновые и хуже всœего аро­матические. В случае если углеводороды относятся к одной и той же группе, то чем больше атомов углерода в молекуле, тем меньше газа при одинаковых температурах и давлении они растворяют. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, как отмечает А. С. Великовский, чем больше бензина содержит нефть и чем она богаче метановыми углеводородами и бед­нее ароматическими, особенно полициклическими, тем большее коли­чество газа она способна растворить. Растворимость газа в нефти исходя из плотности показана на рис. 17. Чем выше молеку­лярный вес газообразного углеводорода, тем лучше он растворяется в жидких углеводородах нефти. Далеко не всœегда нефти в природных условиях насыщены газом полностью. Давление (при постоянной температуре), при котором из нефти начинает выделяться растворен­ный в ней газ, принято называть давлением насыщения.

§ 2. Физические и физико-химические свойства нефтей и природных газов 83

Обратная (ретроградная) растворимость. В области повышенных давлений смесь углеводородов, пройдя через жидкую фазу, способна при дальнейшем возрастании давления переходить в парообразное состояние. В этой области смеси газов отклоняются от законов Бойля-Мариотта. При изотермическом повышении давления жид­кость превращается в пар. Размещено на реф.рфОбъясняется это явление тем, что при достаточно большом объёме газовой фазы над жидкостью послед­няя при повышении давления растворяется в газе. В недрах земли при повышении давления часть газа превращается в жидкость, а при дальнейшем увеличении давления образовавшаяся жидкость вновь может перейти в газовую фазу. Явления перехода газовой смеси при повышении давления через жидкую фазу в парообразную и вновь при падении давления в жидкую получили название ретро­градных. Ретроградная конденсация наблюдается на многих нефтя­ных месторождениях. Залежи, в которых нефть находится в паро­образном состоянии, называются конденсатными.

В Советском Союзе исследование ретроградной растворимости было проведено М. А. Капелюшниковым и его сотрудниками. Неко­торые данные о растворимости углеводородов друг в друге при раз­личных температурах и давлениях приведены в табл. 19.

Таблица 19

referatwork.ru