Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Нефть группа состав


Групповой состав - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Групповой состав - нефть

Cтраница 1

Групповой состав нефти позволяет решить вопрос о типе нефти по преобладанию тех или иных углеводородных рядов. В настоящее время имеются надежные методы исследования преимущественно легких фракций нефти. Однако эти данные еще недостаточны для характеристики нефти в целом, во-первых, потому, что большинство нефтей содержит мало легких фракций, и, во-вторых, потому, что групповой состав может меняться от фракции к фракции. К сожалению, до сих пор значительная часть нефти совершенно не исследована по отсутствию надежных методов анализа.  [1]

Изучен групповой состав ОСС нефтей основных месторождений Урало-Поволжья, Сибири, Севера и Средней Азии, позволивший впервые предложить классификацию сернистых и высокосернистых нефтей в зависимости от литологического состава нефтевмещающих пород, а также дать рекомендации о раздельной переработке нефтей с различным групповым составом сернистых соединений с целью улучшения эксплуатационных свойств получаемых нефтепродуктов.  [2]

Изучение группового состава нефтей показывает на существование характерной для всех нефтей преемственности как качественного, так и количественного распределения входящих в состав нефтей углеводородов, в схеме, выражающейся последовательным переходом значений от очень сложных полициклических ароматических и нафтеновых углеводородов в высших фракциях через нафтеновые углеводороды в средних фракциях к метановым углеводородам в низших фракциях.  [3]

Изучение группового состава нефтей показывает на существование хаушктерной для всех нефтей преемственности как качественного, так н количественного распределения входящих в состав ттефтен углеводородов, в схеме, выражающейся последовательным переходом значении от очень сложных нолпциклических ароматических и нафтеновых углеводородов в высших фракциях через нафтеновые углеводороды в средних фракциях к метановым углеводородам в низших фракциях.  [4]

Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов и соединений.  [5]

В групповом составе нефтей наблюдается тенденция к увеличению количества парафино-нафтеновых углеводородов в сорбированных неф-тях при повышении давления и температуры фильтрации.  [6]

Продолжим рассмотрение группового состава нефти с позиций агрегатного состояния составляющих ее компонентов.  [7]

Современные исследования группового состава нефти построены на последовательном удалении отдельных классов углеводородов. Ароматические вполне надежно могут быть выделены методами хроматографии, поело чего остается смесь нафтеновых и метановых углеводородов.  [8]

При исследовании группового состава супсинской нефти одним из нас [1] было показано, что эта нефть содержит больше ароматических углеводородов, чем другие нефти Грузинской ССР, исследованные на сегодняшний день. По богатству ароматических углеводородов из советских нефтей супеинская нефть уступает только уральской нефти.  [9]

Данные по групповому составу нефтей показывают, что основ-ную часть углеводородов, выкипающих в интервале 200 - 430 С, составляют насыщенные углеводороды ( алканы цикланы), на долю которых приходится 60 - 80 % всей фракции. Соотношение же между концентрациями алканов и цикланов весьма различно. Так, например, концентрация алканов изменялась в пределах от 6 до 60 %, поэтому следует предположить, что эта величина является определяющим фактором в разнообразии углеводородного состава нефтей. Вместе с тем отдельно взятые нефти различаются большим разнообразием группового состава.  [11]

Данные о групповом составе нефтей имеют не только техническое значение, но представляют большой интерес и с химической точки зрения. Преобладание одного какого-либо группового компонента отражается на более детальных свойствах нефтей, что позволяет во многих случаях отметить ряд любопытных закономерностей. Например, преобладание метановых углеводородов всегда связано с преимущественным содержанием нормальных изомеров метановых гомологов. Наоборот, преобладание нафтеновых углеводородов очень часто связано с содержанием небольшого количества метановых углеводородов преимущественно изо-строения.  [12]

Эта классификация базируется на групповом составе нефтей. По этому признаку нефти подразделяются на четыре группы: 1) метановые, 2) нафтеновые, 3) мета-ново-нафтеновые и 4) нефти промежуточного состава.  [13]

Эта классификация основана на групповом составе нефтей.  [14]

Наиболее информативными и чувствительными методами определения группового состава нефтей являются методы газожидкостной хроматографии и инфракрасной ( ИК) спектроскопии.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нефти Южной группы - Справочник химика 21

    По характеристике широких дистиллятных фракций (табл. 4) нефти этих групп также различаются, особенно по содержанию ароматических углеводородов. Содержание ароматических углеводородов в масляных фракциях (выше 350°) нефтей центральной части области колеблется в пределах 31—45%. В аналогичных фракциях нефтей южной части области содержание ароматических углеводородов составляет 57—63%. [c.15]     Большая группа нефтей таких наиболее богатых и перспективных нефтеносных площадей, как побережье и острова Персидского залива и Красного моря (Саудовская Аравия, Ирак, Иран, Кувейт, Катар и др.), Южная Америка (Венесуэла, Мексика), восточные заволжские области СССР (Татария, Башкирия Саратовская, Куйбышевская, Пермская и другие области), некоторые районы США (Калифорния, Тексас), характеризуется довольно высоким содержанием серы (1—3% и выше). [c.330]

    Характерной для нефтеперерабатывающей промышленности США является работа большинства установок риформинга в сравнительно благоприятных условиях по сырью. По данным [147] распределение числа и мощности установок платформинга по характеру перерабатываемого сырья приведено в табл. 11.25. То есть, более 80% мощности загружено переработкой сырья, содержащего более 40% нафтеновых и ароматических углеводородов, что близко к содержанию этих углеводородов в наших южных нефтях. Лигроиновые фракции наших массовых восточных нефтей следует отнести к первой группе менее благоприятного сырья. [c.101]

    Несмотря на то что нефти, образовавшиеся из ОВ этого типа, вероятно, самые распространенные в мире, в Западной Сибири они имеют подчиненное значение. К ним прежде всего следует отнести нефти и ОВ карбонатных палеозойских отложений, существенно обогащенные тяжелым изотопом углерода. В других регионах в эту группу попадают все нефти карбонатных фаций в Поволжье в СССР, на Ближнем и Среднем Востоке, а также многих месторождений Южной и Северной Америки, где большая доля кремнистой или карбонатной составляющей в породах указывает на участие скелетных форм планктона в формировании ОВ. Следует отметить, что подавляющее число этих нефтей относят к нефтям морского генезиса. [c.65]

    Все предприятия, где применяли эти нормативы, были разделены на три зоны среднюю, южную и северную. Нормативы потерь нефти и нефтепродуктов при хранении, приеме, отпуске и транспортировании устанавливали в зависимости от сорта нефтепродукта, времени года и климатической зоны. Нефти и нефтепродукты в соответствии с физико-химическими свойствами были разделены на 10 групп. Потери нефти и нефтепродуктов при хранении в резервуарных емкостях рассчитывали (по нормативам) в кг/м поверхности резервуаров каждый месяц. [c.15]

    В зависимости от преобладания в составе нефти тех или иных групп углеводородов различают нефти парафинистые, нафтеновые и др. В ряде случаев в состав нефти входит значительное количество серы. Таково, например, большинство нефтей Второго Баку, которые, кроме того, значительно тяжелее по фракционному составу, чем большинство южных нефтей. [c.180]

    НЕФТИ СЕВЕРНОЙ ГРУППЫ Месторождемия Восточное Эхаби, Эхаби, Оха и Южная Оха [c.17]

    Индивидуальный углеводородный состав керосиновых фракций сахалинских нефтей изучался в СахКНИИ Н. И. Невской [75—78]. Было проведено исследование состава четырех нефтей северной, центральной и южной групп северо-восточной части Сахалина восточно-эхабинской (скважина 281, пласт 28), эхабинской (скважина 220, пласт XIX), паромайской (скважина 19, пласт V) и катанглийской (скважина 256, пласт III). Физикохимическая характеристика этих нефтей приведена в табл. 73. В табл. 74 показан углеводородный групповой состав, рассчитанный по результатам описываемого исследования. [c.140]

    И, С. Старобирец (1957, 1960), на основании данных химического состава нефтей, разделяет месторождения области па две группы и дает геохимическую интерпретацию различиям между нефтями этих групп. В одну из них входят месторождения, расположенные к северу от регионального Приб ал ханского разрыва, на приподнятом его крыле, в другую группу — месторождения, находящиеся по южную сторону разрыва, на опущенном крыле. Для первых характерно повышенное воздействие гипергенных факторов, для вторых — видимое отсутствие такого рода [c.135]

    Напротив, нефти месторождений, расположенных южнее Прибал-ханского разрыва, характеризуются алифатической структурой (тип 1 табл. 23), высоким содержанием парафина и низкой смолистостью, что сочетается с отсутствием или низким содержанием нафтеновых кислот в водах, обедненностью последних гидрокарбонатами и более высокой минерализацией по сравнению с водами нефтей первой группы месторождений. [c.136]

    В табл. 38а приведен единственный имевпшйся в нашем распоряжении полный анализ, относяпщцся к старым данным окисленность нефти, очевидно, связана с континентальным характером коллектора. По нефтям более глубоких горизонтой имеются лишь ориентировочные указания. Нефти месторождений, приуроченных к северному борту синклинали Соан, являются более легкими они характеризуются удельным весом, варьирующим от очень низких значений около 0,80). до 0,87, нефти парафинистые. В южной группе, являющейся сейчас основным эксплуатационным объектом, нефти утяжеленные и тяжелые соответствуюпще залежи дегазированы и приурочены, очевидно, к раскрытым структурам. [c.207]

    Для нефтей I генотипа (эйфельско-кыновские, живетские и пашийс-кие отложения), несмотря на большие колебания в их свойствах и сос таве (плотность 0,840—0,930 г/см ), что связано с разными условиями их залегания и влиянием вторичных факторов (окисления и др.), харак терна общность генетических показателей. Отмечается высокая доля СНг-групп в парафиновых цепях, пониженный по сравнению с нефтями других генотипов коэффициент Ц, высокое содержание ароматических и, в особенности, бензольных ядер, примерно равное соотношение моно-и бициклических нафтенов. Характерно пониженное содержание ароматических УВ в бензинах и более высокое, по сравнению с остальными нефтями, содержание нафтено-ароматической фракции. Содержание порфиринов сильно колеблется в нефтях Верхнекамской впадины ванадиевых порфиринов до 51,3, а никелевых до 7,2 мг на 100 г нефти в южных частях провинции содержание металлопорфириновых комплексов в нефтях значительно ниже. [c.59]

    Значительный интерес для разведки и добычи нефти и газа представляет Атлантическое побережье Европы. Открытие в 1972 г. месторождения газа Кинсейл-Хэд, у южного побережья Ирландии, а также Кантри Корк вызвало интерес к разведке в Кельтском море и на западных подходах к Ла-Маннгу, контролируемых Ирландией, Великобританией и Францией. В 1975 г. французское правительство предоставило три концессии на разведку и разработку нефтяных и газовых месторождений в Ирландском море группе французских нефтяных компаний. Во Франции наиболее перспективными считаются морские площади в Гасконском заливе п шельфе бассейна Парантис. [c.97]

    Шелкановское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Башкирии, южнее Чекмагуша. Промышленная нефть шелкановского месторождения связана с известняками турнейского яруса. Изучение ее свойств и состава представляет большой интерес, так как в этом районе намечается группа месторождений, в нефтях которых содержится больше серы, чем в арлано-чекмагушских нефтях. [c.11]

    Были изучены остаточные нефти шести месторождений - Уршакского, Арланского, Интимбайского, Южно-Сургутского, Ромашкинского, Ярегского, Для сравнения использовали добываемые нефти тех же месторождений. Объектом исследования являлся специально отобранный керновый материал из заводненных прослоев Арланского (скн,5046, глубина 1208 м), Уршакского (скв, 887, 2440 м), Ромашкинского (скв, 14385, 1440-1449 м), Южпо-Сургутского (скв,1389, 2401-2411,5 м) месторождений, а также добываемые нефти соответствующих площадей и горизонтов. Остаточные нефти выделены из кернов по методу [76], Выделенные по схеме 6 группы соединений остаточных нефтей обладают большей молекулярной массой по сравнению с добываемыми. Массовое содержание высокомолекулярной части остаточных нефтей составляет 15-25%, отбензиненных - )3-30% , для остаточных нефтей характерно пониженное содержание парафино-нафтеновых и ароматических углеводородов (табл, 14), [c.69]

    Нефтяные и нефтегазовые месторождения Краснодарского края приурочены к южному борту Индоло-Кубанского краевого прогиба. Согласно нефтегазоносному районированию, к этому тектоническому элементу приурочена Индоло-Кубанская нефтегазоносная область, в составе которой выделяется только один нефтегазоносный район — Ахтыр-ский Он и включает в себя все нефтяные и нефтегазовые месторождения Краснодарского края, которые расположены в виде длинной цепочки юго-восточного направления (рис. 73). Залежи нефти находятся в кайнозойской группе отложений. Складки, как правило, очень [c.395]

    Третий подтип тектонического типа — моноклинальный — объединяет залежи в ловушках, образованных в результате экранирования моноклинали. И.О. Брод выделил их в качестве подгруппы экранированных в группе пластовых залежей, подразделив на тектонически экранированные, стратиграфически экранированные, литологически экранированные. В рассматриваемой классификации вьщеленные И.О. Бродом подразделения принимаются в виде классов, соответствующих ограничению ловушки 6 класс — дизъюнктивно экранированный, 1 — стратиграфически экранированный, 8 — литологически экранированный. Залежи указанных классов приурочены к пластовым резервуарам, но могут формироваться и в массивных (см. табл. 7.1). Условия формирования ловушек этих классов даны при описании классификации И.О. Брода. В природе существует много различных примеров экранирования — соляным штоком, глиняным диапиром, жерлом грязевого вулкана, асфальтовой пробкой, магматическим телом все указанные виды экранирования попадают в вьщеленные классы. Так, запечатывание асфальтом может быть частным случаем стратиграфического и(или) литологического экранирования. Исключение составляет экранирование напорной водой, этот вид ограничения ловушки выделен в качестве самостоятельного класса 9 — гидродинамически экранированных ловушек и залежей, с ними связанных (см. табл. 7.1). Залежи этого класса немногочисленны, установлены только в пластовых резервуарах и изучены недостаточно. Экраном для флюидов является напор вод, противостоящий всплыванию нефти и(или) газа вверх по восстанию пласта. Возникновению ловушек и залежей такого типа способствует резкое изменение мощностей пласта-коллектора. Примером подобного экранирования является газовая залежь Восточ-но-Луговского месторождения на Южном Сахалине. По мнению некоторых исследователей, формирование гигантского Даулета-бад-Донмезского газового месторождения в Восточной Туркмении также обусловлено гидродинамическим барьером. [c.312]

    Своеобразную и очень богатую в нефтеносном отношении группу образуют бассейны, сформированные между петлевидными складчато-островными цепями Зондского архипелага. Эти бассейны отличаются мошным (более 6 км) разрезом осадочных пород, представленным морскими, паралическими, дельтовыми и континентальными терригенными и карбонатными (включая рифы) образованиями. Общее число месторождений достигает 400, запасы нефти — 3 млрд т, газа — 1 трлн м . Здесь вьщеляется пять бассейнов Северо-, Центрально- и Южно-Суматринские, Восточно-Калимантанский и Северо-Яванский. Все они сложены образованиями палеогена—неогена. Продуктивны песчаники и известняки олигоцена, миоцена и плиоцена на глубинах от первых сотен метров до 3,5 км. Причем в более высоких частях разреза концентрируется нефть, а ниже — газ. Высокая продуктивность разреза бассейнов объясняется интенсивностью теплового прогрева. В Центрально-Суматринском бассейне находится нефтяной гигант — месторождение Минае. [c.390]

    В южной части Северного Сахалина выделена Катанглийская группа месторождений, из которой исследованы нефти месторождения Катангли-Уйглекуты. [c.664]

    По содержанию последних автор выделяет 3 группы месторождений южную, восточную и северную. Высокое количество серы, ванадиловых порфиринов характерно для нефти месторождения Шорсу по сравнению с другими нефтями Ферганы. Нефти Ферганы в основном малосернистые, лишь для некоторых карбонатных коллекторов месторождений Шорсу, Ханкыз (VH пласт) отмечается повышенная сернистость до 4%. Нефти палеогена довольно обогащены микроэлементами по сравнению с нефтями мела. Величина отношения V/Ni колеблется от 0,1 до 0,4, на основании чего предполагается однородность исходного нефтеобразующего материала на всех участках ферганского бассейна. [c.269]

    В Казахстане месторождения тяжелых (высоковязких) нефтей сосредоточены в юго-восточной части Прикаспийской впадины и в западной части Туранской плиты [1—3]. Характерное отличие Прикаспийской впадины — наличие в разрезе соленосной толщи, мощность которой изменяется в широких пределах (от нуля на бортах до 7—8 км в центральной части впадины). Нефтяные залежи приурочены к подсолевым отложениям мезозойской группы и к верхнему отделу пермской системы. Открыты залежи нефти в сакмарско-артипских отложениях нижнего отдела пермской системы непосредственно под соленосной толщей (Кумсай, Кенкияк). Нефтяные месторождения, в которых залежи нефти приурочены к надсоле-вым отложениям, расположены в трех условно выделенных нефтеносных районах впадины Южно-Эмбинском, Северо-Эмбинском и в регионе междуречья Урал —Волга. Залежи здесь приурочены к нижнемеловым, юрским, триасовым и верхнепермским отложениям. [c.7]

    Наряду с накоплением фактов, подтверждающих наличие в нефтях жирных карбоновых кислот, появились и прямые экспериментальные доказательства присутствия кислот с циклогексановым кольцом в молекуле в нефтях месторождений Южной Калифорнии [43, 44, 45], Ирана [46] и некоторых других месторождений. Интересно отметить, что из некоторых нефтей была выделена 2,2,6-триме-тилциклогексапкарбоновая кислота, две метильные группы в которой стоят у одного и того же углеродного атома циклогексанового кольца. Структуры такого типа, т. е. геж-замещенные циклогексана, как показал Зелинский, остаются стойкими в мягких условиях избирательного дегидрогенизационного катализа — циклогексановое кольцо их не подвергается дегидрогенизации до бензола. Следовательно, пассивное отношение нафтеновых кислот к избирательному дегидрогенизационпому катализу не всегда является доказательством отсутствия среди них производных циклогексана, а лишь в тех случаях, когда отсутствуют геж-замещенные циклогексана. [c.318]

    В последнее время метод ИК-спектроскопии использован для определения строения и положения алкильных заместителей циклических сульфидов [187]. Методика позволяет определить содержание одиночных метильных и длинноцепочечных метиленовых групп в сульфидах. На примере индивидуальных сульфидов установлено, что коэффициенты молярной экстинкции в максимумах полос 1380см" и 720см" пропорциональны соответственно числу одиночных метильных и метиленовых групп в алкильных цепях — ( Hj) —(л> 4). С помощью этой методики проведен структурный анализ сульфидов широкой фракции (200-400° С) южно-узбекской нефти [182] дополнительно к характеристике их по цикличности методом масс-спектрометрии. Средняя молекула циклических сульфидов в основном содержит боковые радикалы с числом атомов углерода от 1 до 4. [c.51]

    Характер гипергенных битумов определяется составом исходных нефтей. В областях развития мезозойско-кайнозойских отложений (Прикаспийская, Южно-Каспийская, Северо-Кавказско-Мангышлакская и др.), содержащих в верхних горизонтах нафтеновые слабоосмоленные вефти с низкой концентрацией асфальтеновых комповентов, развиты преимущественно битумы группы киров. В палеозойских отложениях бассейнов древних платформ продукты аналогичного превращения более циклических и более богатых асфальтосмолисты-ми компонентами нефтей представляют собой типичные мальты, асфальты и асфальтиты, имеющие относительно нейтральный характер смолистых веществ и повышенное содержание ароматических углеводородов. Уменьшается степень измененности битумов и увеличивается их концентрация от древних к более молодым отложениям. [c.50]

    Нафтеновые кислоты вызывают специфическую и опасную коррозию. Для более подробного ознакомления с этой проблемой следует обратиться к статьям Дерунгса [42], Скиннера, Мейзона и Морана [10] и Тэнди [43]. Значительные количества нафтеновых кислот обнаружены в сырой нефти, которую добывают в определенных районах, главным образом в СССР, Венесуэле и США (Южная Калифорния). Под термином нафтеновые кислоты подразумевается группа органических кислот (а не одна какая-либо кислота), которые являются нафтеновыми по природе. Их молекулярный вес меняется в широких пределах и они имеют насы- [c.262]

    В согласии с особенностями нефтеносного разреза, связанными с различиями в геологической истории и определяющими, в свою очередь, известные особенности характеристики нефтей, Волго-Уральская провинция может быть подразделена на пять нефтеносных областей Пермское Прикамье, к которому мы относим только группу месторождений, расположенных к северу от Пермско-Башкирского свода и на его северном склоне область Центрального Заволжья, в которую входит обширная территория, охватывающая месторождения Самарской Луки, Татарии, Северной и Западной Башкирии и южной части Пермской (по административному подразделению) области Кинельско-Самаркинская, приуроченная к впадине того же наименования область Предуральских рифовых массивов, протягивающаяся полосой меридионального простирания от Чусовских Городков до южных массивов Ишимбайского района, и Саратовско-Волгоградская — единственная область провинции, распространяющаяся на территорию правобережья Волги. [c.152]

    Интересно в связи с этим проследить за тем, какие именно нефтеносные области, нефти которых относятся к категории сернистых, расположены вне пределов аридных геозон. Помимо области Северной Аляски и некоторых районов Западно-Сибирской области, находящихся на значительном расстоянии от областей господства аридного климата, остальные исключения группируются в непосредственном соседстве с последними, причем знак отклонения направлен в сторону зон тропического, а не умеренного климата (кроме отмеченных выше областей). По схемам А. И. Егорова группа указанных исключений охватывает нефтй палеогена области Тампико — Тукспан (одно месторождение, содержащее нефть, несомненно мигрировавшую из меловых отложений, см. стр. 73), нефти горизонтов перми и триаса Хатангской области и меловых отложений Венесуэлы и Северной Германии. По схемам Н. М. Страхова, кроме того, исключениями являются нефти неогена и палеогена Венесуэлы, неогена Южной Мексики и меловых отложений Габона. Из приведенного перечня видно, что сернистые нефти областей, лежащих за пределами аридных зон, в значительной своей части связаны с кепроками соляных куполов (Габон, Южная Мексика, Северная Германия, Хатанга). Иначе говоря, осерненность их также является продуктом процессов, связанных с отложениями аридной зоны, только более древнего возраста, чем собственно продуктивный горизонт, к которому стратиграфически приурочена залежь. Что касается Венесуэлы, то на этом вопросе придется детальнее остановиться ниже (стр. 270), здесь же достаточно отметить попутно, что абсолютные значения сернистости нефтей Венесуэлы дают несколько преувеличенное представление об интенсивности их осернения, благодаря значительной выветрелости большинства наиболее высокосернистых нефтей этой провинции. Если бы не утрата легких фракций, основным типом нефтей Венесуэлы были бы нефти II и частично III класса, т. е. содержание серы в них редко выходило бы за пределы 1—1,5% (см. 9 главы II, а также стр. 293 и 296). [c.262]

chem21.info

Сложность - состав - нефть

Сложность - состав - нефть

Cтраница 1

Сложность состава нефтей и процесса вытеснения их газом затрудняет разработку расчетных методов определения условий их смесимости, и пока нет надежных методов построения кривой АКВ ( рис. V.  [2]

Сложность состава нефти может быть сравнима со сложностью состава угля с теми, однако, отличиями, что последний представляет уплотненную агрегированную полиядерную органическую систему высокомолекулярной природы, в то время как нефть характеризуется дезагрегированностью и множеством низкомолекулярных, а главное индивидуальных соединений.  [3]

Сложность состава нефти и значительные пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Поэтому газонасыщенность неф-тей при различных давлениях и температурах обычно определяют по экспериментальным данным.  [5]

Сложность состава нефтей и сложность процесса вытеснения их газом затрудняет разработку расчетных методов определения условий смешивания различных нефтей и газов. Предложены приближенные способы определения условий их смешивания, которые можно использовать лишь для ориентировочных расчетов. Бенхем, Дауден и Кунцман предложили приближенный метод оценки минимально необходимой концентрации в газе компонентов этан высшие, при которой обеспечивается критическое вытеснение нефти. Их метод основан на предположении о параллельности касательной АВ на рис. VIII. Тогда концентрация компонентов Cz - C6 в системе, находящейся в критическом состоянии, и в нагнетаемом газе А, в котором содержится минимальное количество компонентов С2 - Се, необходимое для воспроизведения критического вытеснения нефти, будут равны.  [6]

Сложность состава нефти может быть сравнима со сложностью состава угля с теми, однако, отличиями, что последний представляет уплотненную агрегированную полиядерную органическую систему высокомолекулярной природы, в то время как нефть характеризуется дезагрегированностью и множеством низкомолекулярных, а главное индивидуальных соединений.  [7]

В силу сложности состава нефти их лабораторная перегонка и ректификация имеют свои специфические особенности. Однако систематизированных работ по этому вопросу в литературе нет, что создает определенные трудности для нефтепереработчиков в их научной и инженерной деятельности.  [8]

Учитывая упоминавшуюся уже сложность состава нефти, не нужно забы-вать ( что название выделяемых групп ( парафино-нафтеновые, моно -, би - и полиароматические углеводороды) - чисто условно и отражает лишь пре-имущественное содержание этих классов соединений в выделяемой группе, в состав которой, естественно, входят и соединения других, иногда и многих классов, обладающих близкой в условиях разделения адсорбционной способностью.  [9]

Учитывая упоминавшуюся уже сложность состава нефти, не нужно забывать, что название выделяемых групп ( парафино-нафтеновые, моно -, би - и полиароматические углеводороды) - чисто условно и отражает лишь преимущественное содержание этих классов соединений в выделяемой группе, в состав которой, естественно, входят и соединения других, иногда и многих классов, обладающих близкой в условиях разделения адсорбционной способностью.  [10]

Однако безнадежная на первый взгляд сложность состава нефти с количественной точки зрения значительно упрощается вследствие не одинакового распределения углеводородов, присутствующих в ней. Относительное количество индивидуальных углеводородов в нефти различно для разных углеводородов. Например, данные табл. 1 и 3 показывают, что такие углеводороды, как и-гексан, и-гептан или / г-октаи, содержатся в двух нефтях в количестве, в пятьсот и тысячу раз большем, чем 2 3 4-триметилпентан или 2 2 4-триметилгексан.  [11]

Первым вопросом в проблеме происхождения нефти является сложность состава нефти. Этот вопрос рассматривается в главе, посвященной составу нефти. В действительности сущность вопроса заключается в правдоподобном объяснении возможности образования многообразия различных углеводородов из какого-то первоначального органического сырого материала.  [12]

Однако, хотя авторы и указывали на непостоянство и сложность состава нефти, они даже отдаленно не могли представить действительную степень этой сложности; это касается и состава природных горючих газов.  [13]

Аномально-вязкие свойства оказываются значительными у нефтей, отличающихся повышенным содержанием асфальтенов и парафинов. Сложность состава нефти и разнообразие условий эксплуатации залежей предопределяет изменчивость реологических, в том числе неньютоновских свойств. Все это следует учитывать при конструировании экспериментальной установки и разработке расчетных методов оценки реологических параметров аномально-вязких пластовых нефтей.  [14]

Конечно, из всего разнообразия элементов в нефти больше всего содержится углерода, водорода, кислорода, азота, серы, всех остальных элементов в нефти во много раз меньше. Количество химических соединений, образуемых этими элементами, очень велико. Сложность состава нефти является причиной интересных, а порой и удивительных свойств нефти.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Нефть групповой состав - Справочник химика 21

    В качестве исходного сырья для получения окисленных, остаточных и осажденных битумов был использован 41 /о-й гудрон этой нефти. Компаундированные битумы получены смешением асфальта бензиновой деасфальтизации гудрона со смесью гудрона (15%) и мазута (85%)- На рис. 48 представлен групповой состав, а на рис. 49 — свойства полученных битумов [114, 119, 120.  [c.88]

    В качестве примера приведены условия и результаты двухступенчатой деасфальтизации пропаном гудрона самотлорской нефти групповой состав этого гудрона содержание асфальтенов 7,7 % (масс.), смол [c.68]

    Групповой состав фракции 200-430 С нефтей (по Ал. А. Петрову) [c.17]

    В качестве примера приведены условия и результаты двухступенчатой деасфальтизации пропаном гудрона самотлорской нефти [групповой состав этого гудрона содержание асфальтенов 7,7 % (масс.), смол 18,8 % (масс.) и углеводородных компонентов 73,5 % (масс.)]  [c.68]

    Богаты парафинами северокавказские грозненские нефти. Групповой состав нефтей отечественного происхождения приведен в табл. 6. Твердые, относительно высокоплавкие парафины встречаются в виде залежей так называемого озокерита. Очищенный озокерит — церезин применяется в тех же областях, что и воск. Наконец, из продуктов сухой перегонки бурых углей и торфа также можно выделить парафины. [c.66]

    При исследовании нефтей определяют элементный химический состав нефтей, групповой состав, т. е содержание в нефтях различных классов или групп соединений, индивидуальный химический состав отдельных соединений и изотопный состав нефтей. [c.233]

    Примеры анализа узких бензиновых фракций ферганских и бухарских нефтей, групповой состав некоторых местных бензинов, определенных криоскопическим методом, приведены в табл. 20, 21, 22. [c.69]

    Б предыдущих работах одного из авторов [1,2] были приведены результаты исследования грузинских нефтей на содержание в них ароматических н гидроароматических углеводородов. Цель настоящей статьи— исследовать групповой состав нефти месторождения Норио с использованием метода дегидрогеиизационного катализа акад. Н. Д. Зелинского [3] для определения содержания гексагидроароматичес-ких углеводородов и прочих цикланов. [c.131]

    В нефтях групповой состав сернистых соединений иной. Так, в одной из сернистых нефтей восточных месторождений с общим содержанием серы 2,8% на долю сероводорода приходилось 0,8%, на долю элементарной серы 2,1%, меркаптанов 4,3%, дисульфидов 6,1%, сульфидов 10 о и остаточной серы 76,7% [6]. В этом случае не удалось установить групповой состав общего содержания серы. Основная масса сернистых соединений сосредоточивалась в высокомолекулярной части нефти, для которой методы группового анализа сернистых соединений несовершенны. [c.38]

    В нефтях и нефтепродуктах сера представлена главным образом органическими сернистыми соединениями (меркаптаны, дисульфиды, сульфиды, тиофены и др.), а также свободной серой и сероводородом. Пересчет содержания серы в нефтях на содержание органических сернистых соединений показывает, что на долю последних в многосернистых нефтях приходится около /з нефти. Групповой состав сернистых соединений нефти показывает, что основную массу их составляют сульфиды (в Том числе циклические). Отдельные нефти, по-видимому, представляют собой сложную смесь органических сернистых соединений. [c.13]

    Структурно-групповой состав нефтей  [c.52]

    Нефть Групповой состав, вес. % Алка- Наф-ны j тены 200—250° С 250—300° С  [c.7]

    Показатель преломления (п ,) — важная константа, которая позволяет судить о групповом углеводородном составе нефти и нефтяных дистиллятов, а в сочетании с плотностью и молярной мас ой рассчитать структурно —групповой состав нефтяных фракций. [c.87]

    Групповой состав сернистых соединений в дистиллятах, выкипающих до 300 С, сернистых нефтей некоторых стран [И5] [c.36]     Групповой состав этих нефтей резко варьирует (см. табл. 34). Поскольку температура начала кипения всех нефтей низкая (51—55 ° С), причиной резких различий группового состава [c.91]

    Западно-сибирская нефть является основной товарной нефтью страны. Битумы получают из 36%-го гудрона западносибирской товарной нефти западного направления, основу которой составляет усть-балыкская нефть. На рис. 50 приведен групповой состав, а на рис. 51 — свойства полученных битумов [29, 114, 122]. [c.88]

    В табл. 17 сравнивается групповой состав гудронов различных нефтей. Как видно, содержание парафино-нафтеновых в гудроне котур-тепинской нефти несколько превышает содержание ароматических, в то время как в гудронах других нефтей, пригодных для получения окисленных дорожных битумов, содержание ароматических углеводородов значительно превышает содержание парафино-нафтеновых. [c.104]

    Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефтей [c.86]

    С повышением температуры выкипания фракций увеличивается общее содержание серы при этом групповой состав сернистых соединений зависит от природы нефти [152]. Однако в большей части фракций нефтей 150—250 0 преобладают сульфиды, а в более высококипящих — тиофены. [c.78]

    Из фракции спиртобензольных смол дополнительным фракционированием вьвделяется основная масса хлороформных смол, асфальтены и собственно спиртобензольные смолы. Фракция слаболетучих углеводородов исследуется с помощью газожидкостной хроматографии для выяснения картины распределения в ней алканов или с помощью хроматографии на силикагелевых колонках с отбором 28 фракций, в которых по величине показателя лучепреломления обособляются метаново-нафтеновые, ароматические и смешанные углевородные компоненты. Результаты фракционирования в конечном счете показывают фракционный состав нефти, групповой состав слаболетучей углеводородной части нефти и общее соотношение ее с легколетучей. [c.67]

    При помощи мочевины установлено, что фракция 200 — 250° патараширакской нефти (скв, 71) не содержит н-парафи-новых углеводородов. Указанный в этой фракции групповой состав парафиновых углеводородов (16,7%, см. табл. 2) относится только к изопарафинам. [c.119]

    Мирзаанская нефть нз скиажины № 140 с удельным весом — 0,8699 несколько раз подвергалась дробной перегонке. Полученная фракция 60—150 взбалтывалась с 75%-ной серной кислотой в теченне 15 мин, после чего промывалась водой, 10%-ным раствором соды, снова водой, сушилась хлористым кальцием и перегонялась в присутствии металлического натрия. Для указанной фракции определялись удельный вес, показатель лучепреломления н максимальная анилиновая точка. Для опытов нрнменялн сухой и свежеперегнанный анилин, чистота которого проверялась посредством анилиновой точки чистого индивидуального углеводорода. Ароматические углеводороды, находящиеся в мирзаанской нефти (фр. 60—150°), удалялись действием серной кислоты удельного веса 1,84. Смесь бензина и серной кпслоты помещалась о склянке с притертой пробкой и взбалтывалась при комнатной температуре. Полное удаление ароматических углеводородов проверялось качественной реакцией (серная кислота + формалин). Деароматизированная фракция промывалась, сушилась н перегонялась в присутствии металлического натрия, после чего определялись те же константы, что и до обработки серной кислотой. По изменению максимальных анилиновых точек и с применением коэффициентов, приведенных в трудах ГрозНИИ [18] определялся групповой состав вышеуказанной фракции. [c.226]

    Групповой состав сернистых соединений в дистиллятах, выкипающих до 200° С, туймазипской и ишимбаевской нефтей 116] [c.37]

    Арланская нефть интересна не как массовая товарная йефть, а как представитель группы высокосернистых высоко-емолпстых нефтей. Для битумов, полученных из 52—55%-го Гудрона этой нефти путем вакуумной перегонки, окисления воздухом и деасфальтизации пропаном, а также компаундирования гудрона с асфальтом, полученным деасфальтизацией гудрона бензином, на рис. 46 показан групповой состав, на рнс. 47— свойства [47, 119]. [c.86]

    В табл. 20 показан групповой состав битумов, полученных по разны.м технологическим схемам из гудрона котур-тепинской нефти, а на рис. 70 — свойства этих битумов. Как видно, при равном выходе на нефть битумы, полученные по схемам с предварительным окислением, характеризуются более высоким отношением ароматические углеводороды парафино-нафтены, что обеспечивает им более высокую дуктильность. Это особенно заметно, когда окисляется только часть сырья, но более глубоко. В общем, рекомендуется гудрон первой ступени вакуумной перегонки (остаток выше 470°С, вы.ход на нефть 28% масс.— рис. 71) разделять на два потока, один из которых (15—45%) окислять до температуры размягчения 70—100 °С, после смешения окисленного и неокисленного потока их следует подвергать дополнительной вакуумной перегонке с получением остатка выше 510 °С — битума. [c.108]

    Примерно у 50% нефтей Куйбышевской области, представленных в настоя-И1ем справочнике, был исследован групповой состав сераорганических соединений. Изучался состав сернистых соединений самих нефтей и фракций, выкипающих до 300 °С, полученных на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011—64, В основу методик исследований были приняты схемы и методики, разработанные и пред-ложеппые Башкирским филиалом Ак адемии наук СССР, [c.15]

chem21.info