Справочник химика 21. Нефть определение химия


Нефть определение - Справочник химика 21

    Групповой углеводородный состав дистиллятной части нефтей, определенный адсорбционным методом [c.78]

    Анализ полученных результатов подтверждает ранее сделанные выводы, что с увеличением в нефти асфальтенов растет толщина граничного слоя, которая при прочих условиях зависит от градиента давления вытеснения и от содержания в нефти асфальтенов, При низких градиентах давления вытеснения и большом содержании асфальтенов толщина граничного слоя может быть сравнительно высокой. Полученные значения хорошо согласуются с величинами толщины граничного слоя нефти, определенными методом капиллярного давления. [c.152]

    Качество продуктов контролируется и регулируется анализаторами качества, которые включены в систему регулирования. Назначение анализаторов качества автоматическое определение вязкости, температуры вспышки, начала кипения светлых нефтепродуктов, определение содержания соли в воде и воды в нефти, определение фракционного состава, плотности. Существуют также следующие приборы хроматограф промышленный автоматический, газоанализатор оптико-акустический для автоматического определения содержания (в %) окиси углерода, газоанализатор магнитно-электрический для автоматического определения содержания (в %) кислорода прибор для определения вязкости нефтепродукта на потоке. [c.222]

    Наряду со стандартными методами анализа, по соответствующим инструкциям производится определение содержания газа, растворенного в нефти, обезвоживание и обессоливание нефтей, определение содержания нафтеновых кислот и фенолов, определение группового и углеводородного состава. [c.188]

    В этой таблице — исходное содержание солей в нефти, определенное по методике ГОСТ 2401—62 5 и — соответственно коли- [c.149]

    Кроме того, большие количества парафиновых углеводородов содержатся лишь в нефтях определенного происхонпарафиновых углеводородов, во фракциях этих нефтей имеется большое число равнокипящих циклических углеводородов — нафтеновых и ароматических. [c.20]

    Что же касается насыщенных или близких к насыщению пластовых нефтей, определение рнас путем исследования глубинной пробы не всегда является досто-1верным, и по м в этих условиях более предпочтительны друг 1 1 1 определения давления насыщения [10,  [c.17]

    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]

    Нефть определенного происхождения состоит главным образом из углеводородов, иршадлежащих к одному или нескольким иеречислен-ным выше классам. Обычно преобладают углеводороды одного какого-либо класса, которые и придают данному виду нефти свои специфича-ские свойства, существенным образом влияющие на превращения, которым можно подвергнуть различные фракиди данной нефти. [c.18]

    Пргведенный в табл. 22 групповой состав керосиновых и со-ляровпх фракций некоторых нефтей определен адсорбционным методом. Для фракций, выкипающих выше 200 °С, абсорбционным методом можно определить отдельно сумму парафиновых и наф еновых углеводородов, три группы ароматических углеводородов и после них смолистые вещества. Адсорбционное разделение в этом случае осуществляют со смещающим растворителем (см. стр. 100). Три группы ароматических углеводородов выделяют в соответствии с величинами показателей преломления фракций после удалепия из них растворителя  [c.112]

    В данном разделе приводятся технико-экономические показатели отечественных процессов переработки нефти, определенные на основании проектных материалов ВНИПИнефтг, НПО Леннефтехим и других проектных организаций. Все расчеты выполнены, исходя из условий переработки сернистых нефтей и в ценах одного из нефтеперерабатывающих заводов Европейской части СССР. [c.608]

    Для определения показателя эмульсионности нефти необходимы общий анализ нефти (определение плотности, вязкости при двух температурах, содержания асфальтенов, силикагелевых смол, парафина, хлоридов и коксуемости)  [c.31]

chem21.info

Нефть, определение примесей - Справочник химика 21

    Исключительное значение имеют экстракционные методы, впервые разработанные румынским ученым Эдельману. В 1906 году он применил для экстракции примесей жидкий сернистый ангидрид сейчас с этой целью используют множество веществ, большинство из которых избирательно удаляет тот или иной ненужный компонент. Экстракция позволяет полностью удалить определенную примесь, которая особенно мешает при дальнейшем использовании нефти. Удаление одного определенного вредного компонента снижает и стоимость очистки. [c.74]     Каждому циклу нефтегазообразования свойственна своя нефтематеринская порода со специфическим для данного цикла составом ОВ. Эта специфика наследуется нефтью. Каждому циклу соответствует свой генотип нефти. Поэтому в основе прогнозирования качественного состава углеводородных флюидов должен лежать прежде всего генотип нефти, связанный с определенным циклом нефтегазообразования. В зависимости от специфики ОВ (гумусовой или сапропелевой его основы) и термобарических условий материнской породой будет генерироваться преимущественно газ или нефть. С гумусовым типом ОВ даже при относительно низкой температуре могут быть связаны преимущественно чисто газовые скопления УВ в основном сухого метанового газа. Примесь сапропелевого материала (при сапропелево-гумусовом типе ОВ) приведет к генерации не только метана, но и его гомологов. [c.182]

    Здесь и далее авторы часто пользуются термином пиролиз угля, не учитывая того, что этот термин широко используется для обозначения вполне определенного процесса в химии и технологии нефти, под которым понимается комплекс превращений нефтяного сырья при температуре выше 700° С. Прим. ред. [c.22]

    Изобретение керосиновой лампы имело важнейшее значение для дальнейшего развития добычи и переработки нефти. Для этой лампы требовался уже не фотоген, в котором могла быть примесь легко воспламеняющегося бензина и тяжелых масел, а более определенная фракция перегоняемой нефти, названная керосином. Отсутствие примеси бензина в керосине делало его более безопасным. [c.20]

    Примем, что максимально возможная ошибка в определении плотности промысловой нефти 10 %. [c.226]

    Авиационные реактивные топлива являются продуктами прямой перегонки нефти. Топлива, предназначенные для сверхзвуковых самолетов, по-видимому, будут характеризоваться строго определенным групповым, а отдельных случаях и индивидуальным углеводородным составом. Дизельные топлива, применяемые для быстроходных двигателей, также представляют собой дистилляты прямой перегонки нефти. Лишь для некоторых сортов допускается небольшая примесь (до 20%) газойля каталитического крекинга. Топливо для перспективных быстроходных двигателей большой мощности будет отличаться групповым углеводородным составом и, главным образом, глубиной очистки от неуглеводородных органических примесей (кислородных сернистых соединений и др.). [c.26]

    Было проведено другое сравнение (микронефтей. — Прим. ред.) глинистых пород и нефтей из одних и тех же областей. В этом случае также не делалось попытки связать нефти с определенными глинистыми породами, за исключением того, что рассматривались только те глинистые породы, для которых значения НЧ/Ч близки к значениям этого показателя для к-алканов в нефтях. Образцы, возраст которых колебался от ордовика до мела, были отобраны через большие вертикальные интервалы в девяти геологических провинциях в штатах Кентукки, Виргиния, Оклахома, Техас и Монтана. Исследовались также нефти из тех же самых районов. Результаты анализов углеводородов, содержавшихся в этих образцах, приведены на рис. 12, показывающем частотное распределение процентного содержания к-алканов во фракции насыщенных тяжелых углеводородов из нефтей (рис. 12, б) и нефтематеринских глинистых пород (рис. 12, а). Среднее содержание к-алканов в 76 образцах глинистых пород — 21,6%, а для 215 нефтей 37,6%. Эти средние значения показывают, что содержание к-алканов в насыщенных тяжелых углеводородах нефтей гораздо больше (на 74%), чем в соответствующей фракции углеводородов из глинистой породы. Это свидетельствует в пользу миграции углеводородов из глинистых пород со значениями НЧ/Ч, близкими к таковым для нефтей. И в данном случае статистическая проверка полученных результатов с помощью нулевой гипотезы почти исключает возможность влияния случайности при отборе проб. [c.187]

    Рекомендуемая методика микрохроматографического анализа дает возможность из небольшой навески получить 15—20 микрофракций, в которых показатель преломления обычно сначала последовательно увеличивается до какой-то определенной величины, а затем начинает уменьшаться. Во многих методах анализа [46, 47], использующих хроматографическое деление на силикагеле, принимается, что фракции, имеющие показатель преломления ниже 1,49, относятся к мстано-нафтеновым углеводородам. Это не совсем правильно, так как в настоящее время известно, что полициклические нафтеновые углеводороды, присутствующие, например, в высококипящих фракциях эмбенских и бакинских нефтей, содержащих примесь сернистых соединений, имеют [c.48]

    Для определения колотества труб в печи необходимо задаться их диаметром я определить скорость нефти на входе в печь. Примем диаметр печных труб d = = 127 X 6 и ихдлину г = 18 л. Полезная длина трубы 17,5 м. [c.115]

    Следует отметить, что кажущаяся плотность газа зависит от несколькнх факторов, в том числе от плотности исходной нефти и от удельного веса этого газа. Кац [6] предложил диаграмму для определения кажущейся плотности газа, учитывающую эти свойства нефти и газа. Для выяснения возможности практического использования этой диаграммы прим енительно к нефтям Западной Сибири был выполнен соответствующий анализ. Для этого с помощью формулы [c.38]

    Для величин, входящих в выражение (7), примем следующие значения рпл.н = 0,7 г/см ро=0,8 см , Г=109 см /см .. Тогд.а относительная погрешность определения объемного коэффициента пластовой нефти будет выражаться ве- личиной 0,55%. [c.47]

    Для определенности продолжим пользоваться в оценочных расчетах физико-химическими свойствами пластовой нефти Дмитриевского месторождения угленосной свиты плотность пластовой нефти 745,5 кг/м динамическая вязкость пластовой нефти 1,25 мПа с пластовая температура 52 °С. Плотность пластовой воды при стандар ых условиях примем, в первом приближении, равной 1180 кг/м1 [c.122]

    Категории помещении и зданий складов нефти и нефтепро-дуктов по юрьшопожарной и пожарной опасности следует принимать в соответствии с ОНТП 24-86 МВД СССР Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности (в настоящее время НПБ 105, — прим. авт.), ведомственными (отраслевыми) нормами технологического проектирования или по специальным классификавдмм и перечням, утвержденным в установленном порядке. [c.6]

    Поэтому отмеченные ож бки пока остастся непреодолимыми. Однако результаты многочисленных анализов нефтяных фракций вс.елязот надежду на то, что концентрация мостиковых углеводородов в дистиллятах из любых нефтей вряд ли может пресашать 10 мол. Расчеты показывают, что такая примесь из мостиковых углеводородов приводит к ошибке в определении К , не превышающей 5 отн- [c.89]

    РФА благодаря своей высокой универсальности, избиратель ности и экспрессности успешно используется в различных обла стях науки, техники и промышленности. Он может быть приме нен для анализа как твердых образцов (порошки, металлы сплавы), так и жидкостей (масла, нефти, растворы). Метод поз воляет проводить исследования без повреждения анализируемо го объекта. Как правило, интенсивность вторичного изучения не зависит от формы химической связи определяемого элемента Это обеспечивает высокую точность анализа и позволяет сни зить относительную погрешность до 0,1—0,5%. Порог обнару жения в отдельных случаях составляет 10 %. Время анализа может быть доведено до 1 мин и меньше. Но не этими показате лями определяется основной успех метода. Главным достоинст вом РФА является то, что при своих характеристиках (суммар пая погрешность — 5—10%, предел обнаружения—10 —Ю % длительность определения с учетом пробоподготовки — 20— 25 мин) он реализуется на сравнительно простой и малогабарит ной аппаратуре. [c.67]

    Известен ряд материалов, показывающих генетическую связь определенных нефтей с органическим веществом конкретных осадочных толщ. Количество сингенетичных битумоидов зависит от содержания органического вещества, что ясно выражено во всех тех случа.чх, когда отсутствует существенная примесь аллохтон-ного битумоида. В табл. 82 (В. С. Вышемирский и др., 1971) приведены в качестве примера средние концентрации органического вещества и битумоидов. [c.198]

    Описанные bi этой главе аналитические методы определения различных классов углеводородов в легких погонах нефти имеют малое значение для выделения этих веществ. Для этой цели должны прим енятъся другие средства. В работе такого характера большие преимущества дает употребление перегонных колонн, подобных описанным исследователями U. S. Bureau of Standards ii . Эти колонны являются разновидностью колпачковых колош и дают особенно эффективную фракционировку. [c.1230]

    Зкеиу8о1у (амер. фирм.) — общее название высокоочищеиных углеводородных фрак-ций нефти со строго определенны.ми предела.ми кипения, плостностями и т.д. Буквой В обозначают гексановую фракцию, имеющую небольшой осадок после выпаривания и свободную от жировых примесей и запаха. (Прим. перев.) [c.164]

    Для более точного определения молекулярной массы приме-няют аналитические методы, например криоскопическии. Он осно-ван на снижении температуры застывания растворителя (бензола, нафталина и др.) при добавлении к нему испытуемого нефтепродукта. Средняя молекулярная масса примерно равна для нефтей 210—250, бензиновых фракций 95—130, керосиновых 185—220, дизельных 210—240, мазута 350—400, масляных дистиллятов 300— 500. Как видно из этих данных, с повышением температуры кипения фракций повышается и их молекулярная масса. Кроме того, на этот показатель влияет химический состав нефтей и нефтепродуктов. [c.16]

chem21.info

Определение химического состава нефти и нефтяных фракций

    Молекулярная масса М - один из важнейших показателей, широко используемых при подсчете теплоты парообразовании, объема паров, парциального давления, а также при определении химического состава узких нефтяных фракций. Молекулярная масса тем больше, чем выше их температура кипения. Наряду с этим выделенные из различных нефтей фракции, выкипающие в одном интервале температур, имеют различные молекулярные массы, т.к. углеводородный состав этих фракций различен. [c.16]     Нефти и высококипяш ие нефтепродукты обладают замечательным свойством светиться под действием ультрафиолетовых лучей. На использовании этой особенности нефтей основаны методы люминесцентного анализа для познания химической природы сложных молекул, входяш их в состав нефтей и вызывающих люминесцентное свечение. Фотолюминесценция или излучение, возникающее лри возбуждении светом, как правило, наблюдается у молекул довольно сложного химического состава и строения. Существует, следовательно определенная связь между строением вещества и склонностью его к люминесценции. Поэтому исследование спектра люминесценции нефтепродуктов может дать весьма ценные сведения для суждения о строении ароматических структурных звеньев сложных молекул, входящих в состав высококипящих нефтяных фракций. [c.482]

    Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химического состава, т. е. отдельных групп и рядов углеводородов. Для газов и более легких нефтяных фракций удается определять индивидуальный химический состав. [c.7]

    Техника и стоимость перевода других видов топлива в газы, взаимозаменяемые с природным газом, варьируются в очень широких пределах и зависят главным образом от свойств сырья и, следовательно, простоты его газификации. Качественный заменитель можно получать практически из любого ископаемого топлива, например из угля, сырой нефти или любой углеводородной фракции этих сырьевых материалов. В то же время сложность и стоимость процесса переработки будут значительно меньше, если относительная молекулярная масса топлива будет низкой, а химический состав его простым. Легкие углеводороды, например сжиженный нефтяной газ, лигроин, газовый конденсат или реактивное топливо, в определенных условиях можно газифицировать довольно просто с помощью пара. Более тяжелые фракции реагируют в таких условиях хуже и для инициирования процесса газификации, как правило, требуют наличия свободного водорода, получаемого во вспомогательном блоке. [c.20]

    Молекулярная масса — важнейшая характеристика нефти и нефтепродуктов. Этот показатель дает среднее значение молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции нефти, и позволяет сделать заключение о составе нефтепродуктов. Он широко применяется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих заводов. Молекулярная масса связана с температурой кипения продуктов и используется для определения молекулярной рефракции, парахора (эмпирическая зависимость, позволяющая охарактеризовать химический состав нефтяных фракций) и др. [c.62]

    Тепловые свойства нефти имеют важное значение в технологии ее переработки, поскольку все технологические процессы связаны с процессами нагревания и охлаждения, а их расчет соответственно базируется на знании тепловых свойств. К ним относятся все известные тепловые физические величины (теплоемкость, теплопроводность, энтальпия и др.), но применительно к нефтяным фракциям, имеющим очень сложный химический состав, определение этих величин носит специфичный характер и требует специального рассмотрения. [c.150]

    Товарные бензины не являются фракцией, вьщеленной непосредственно из нефти (рис. 5.1). Они являются смесью компонентов (фракций), полученных непосредственно из нефти на АВТ путем термокаталитических превращений нефтяных дистиллятов, с тем чтобы обеспечить требуемые химический состав, октановое число, а также другие показатели качества определенной марки бензина. Ниже приведен примерный фупповой углеводородный состав бензиновых компонентов, получаемых этими (см. рис. 5.1) процессами [в %(мас.)]  [c.237]

    Некоторые исследователи при изучении высококипящих компонентов применяют кольцевой анализ — метод n-d-M. Предложены расчетные форму лы для определения доли атомов углерода приходящейся на нафтеновые, ароматические кольца и парафиновые цепи с учетом влияния химического состава на такие аддитивные свойства смесей, как плотность, показатель преломления и молекулярная масса. Применительно к сераорганическим соединениям кольцевой анализ включает определение необходимых для расчета параметров до и после удаления серусодержащих компонентов из нефтяной фракции [25]. Такими расчетными методами определен состав сераорганических соединений (сульфидов и тиофенов) масляной фракции 350—450 С самотлорской нефти [26]. Расчет проводился на основании данных о содержании серы, о молекулярной массе и групповом составе сернисто-ароматических концентратов до и после удаления из них соединений серы. Однако эти расчетные методы дают лишь приближенное представление о содержании отдельных частей высокомолекулярных соединений и в связи с этим не получили широкого распространения. [c.11]

    Как- известно, нефтяные фракции представляют собой сложную смесь углеводородов различных классов. Химическое использование как самой нефти, так и ее отдельных фракций требует знания химического состава нефти. В случае бензинов, например, важнейшей характеристикой являются их антидетонационные свойства, которые выражают в виде октановых чисел. Эти свойства бензинов зависят от структуры тех углеводородов, которые входят в состав бензинов. Естественно, что наиболее надежным методом исследования химического состава бензинов явилось бы определение содержания индивидуальных углеводородов, из которых они состоят. Однако задача определения индивидуального углеводородного состава, хотя и разрешимая в случае бензиновых фракций, является сложной и трудоемкой и требует даже в этом простейшем случае применения комбинации различных методов исследования, в том числе и оптических. [c.16]

    Для установления эффективности действия сульфонатных (и других) присадок в зависимости от группового углеводородного состава сырья были исследованы масляные фракции 350—420 °С и 420—500 °С и остаточные выше 500 °С, выделенные вакуумной перегонкой из мазутов трех нефтей, резко различающихся по физико-химическим свойствам и углеводородному составу (бала-ханская масляная и балаханская тяжелая нефти, а также нефть месторождения Нефтяные камни). Углеводородный состав фракций был определен адсорбционной хроматографией на крупнопористом силикагеле АСК [15, с. 73]. В результате исследования структурно-группового состава и свойств отдельных групп углеводородов, выделенных из этих фракций, было установлено, что парафино-нафтеновые углеводороды из фракций балаханской нефти являются лучшим сырьем для синтеза присадок, чем те же углеводороды, выделенные из фракций двух других нефтей, причем наиболее низким качеством отличаются парафино-нафтеновые углеводороды балаханской тяжелой нефти. [c.72]

    Ознакомление с методами исследования нефти показывает, что полная расшифровка химического состава любой нефтяной фракции сопряжена с большой затратой труда, материала, времени и требует сложного аналитического оборудования. Поэтому, даже по отношению к бензинам, т. е. наименее сложным нефтяным погонам, индивидуальный химггческий состав исследуется только в специальных случаях. На практике чаще ограничиваются болое простыми определениями группового химического состава, устанавливающими количественное содержание во фракциях бонзива непредельных, ароматических, нафтеновых и парафиновых угл( -водородов. Этот так называемый групповой анализ приобрел особое значение с тех пор, как была установлена зависимость эксплуатационных свойств нефтяных продуктов от их химического состава. [c.96]

    Как это следует из предыдущих глав, определение индивидуального химического состава даже бензиновых фракций нефти представляет собой довольно сложную задачу, поэтому такой анализ проводится в специальных случаях и требует значительного вре-ыенн. Обычно используют более быстрые методы анализа, которые позволяют определить групповой или структурно-групповой состав нефтяных фракций. [c.86]

    Сераорганические соединения входят в состав большинства нефтей. По содержанию и составу сернистые соединения нефти сильно различаются. В нефтях, кроме элементной серы и сероводорода, присутствуют и органические соединения двухвалентной серы меркаптаны, сульфиды, тиофены, соединения типа бензо- и дибензотиофенов. Поэтому проблема технологии нефтехимической переработки серосодержащих нефтяных фракций требует разработки качественно новых экспрессных методов оценки физико-химических свойств фракций и входящих в них компонентов. В частности, таких важнейших характеристик реакционной способности, как потенциал ионизации (ПИ) и сродство к электрону (СЭ), которые определ пот специфику взаимодействия веществ с растворителями, термостойкость и другие свойства [1]. Чтобы перейти к изучению фракций серосодержащих нефтей целесообразно изучить зависимости изменений физико-химических свойств в гомологических рядах индивидуальных соединений, содержащих серу Определенные перспективы в этом направлении открывает электронная абсорбционная спектроскопия. Целью настоящей работы является установление существования подобных зависимостей между ПИ и СЭ в рядах органических соединений серы и логарифмической функцией интегральной силы осциллятора (ИСО). Основой данной работы явились закономерности [2-4], что ПИ и СЭ для я-электронных органических веществ определяются логарифмической функцией интегральной силы осциллятора по абсорбционным электронным спектрам растворов в видимой и УФ области. Аналогичные результаты получены для инертных газов. Обнаружена корреляция логарифмической функции ИСО в вакуумных ультрафиолетовых спектрах, ПИ и СЭ [3]. [c.124]

    При низкотемпературном крекинге характер исходного сырья оказывает большое влияние, в первую очередь, на скорость крекинга. Сравнивая углеводороды примерно одинакового молекулярного веса, можно их расположить в следующий ряд по относительной легкости разложения парафины, нафтены, ароматические углеводороды (последние труднее всего подвергаются крекингу). При одинаковой температуре высококипящие нефтяные фракции претерпевают крекинг легче, чем низкокипящие фракции, а продукты крекинга крекируются значительно медленнее исходного сырья. Во-вторых, при прочих равных условиях можно ожидать, что природа исходного сырья будет влиять на химический состав получаемого бензина. Например фракция с высоким содеожанием нафтенов может дать бензин с ненормально высоким содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов. Правда, состав бензина зависит также в значительной степени и от других факторов, важнейшими из которых являются температура и длительность нагревания. В-третьих, опыт показал, что выход бензина из различного сырья (высококипящих нефтяны.х дестиллатов и тяжелой сырой нефти) зависит iO некоторой степени и от месторождения нефти. В-четвертых, скорость коксообразования по Singer so зависит от химического состава исходного сырья, причем парафинистые нефти образуют меньше кокса, чем беспарафинистые или нефти асфальтового основания при аналогичных условиях крекинга. По данным этого автора керосин практически не образует кокса, соляровое и веретенное масла — очень мало, машинное же и цилиндровое масла — большие количества, а смолы чрезвычайно увеличивают коксообразо-вание. Выход кокса имеет, как будто бы, больше значения для определения деталей крекинг-процесса, чем выход крекинг-бензина (выход последнего бывает одинаковым при определенных температуре и времени контактирования как из тяжелых сырых нефтей, так и из мазута) [c.124]

    Молекулярная масса. Это одна из основных физико-химических характеристик нефтей и получаемых из нее продуктов. Она зависит от их химического и фракционного состава и является среднеарифметическим от молекулярных масс веществ, входящих в состав нефтепродуктов. Для приближенного определения молекулярной массы парафиновых углеводородов пользуются формулой Б. П. Воинова М = 60-Ь0,3 -1-0,00и где I — средняя температура кипения нефтяной фракции, °С ее рассчитывают как среднеарифметическое от температур, при которых перегоняются одинаковые объемы жидкости, например 10%-ные фракции. [c.16]

    Для газов газо-нефтяных залежей выявление геохимических закономерностей в значительной степени затрудняется неоднородностью условий отбора и различиями физических условий в пластах. Определенное влияние на химический состав газов газо-нефтяных залежей оказывает такпчв характер контактирующих с этими газами нефтей. Так, на рис. 75 можно видеть, что показатель сухости газов иаходится в обратной. чявттсимосги от содержания парафиновых углеводородов в легких фракциях нефтей. Чем более предельный характер имеет бензин, тем жирнее газ. Причина этого явления [c.207]

    Учитывая упоминавш)аося уже сложность состава нефти, не нужно забывать, что название выделяемых групп (парафино-нафтеновые, моно-, би- и полна роматические углеводороды) - чисто условно и отражает лишь преимущественное содержание этих классов соединений в вьщеляемой группе, в состав которой, естественно, входят и соединения других, иногда и многих классов, обладающих близкой в условиях разделения адсорбционной способностью. Однако, учитывая широкое распространение этих обозначений вьвделяемых групп и неоднократно доказанную практическую ценность результатов хроматографического определения группового химического состава, мы будем пользоваться этой терминологией, не забьшая об ее условности. При этом мы не исключаем использования терминов легкие , средние и тяжелые ароматические углеводороды, нашедших также широкое применение дпя обозначения аналогичных фракций при хроматографическом разделении нефтяных остатков и масел. [c.12]

    В качестве базовых компонеетов смазки Ниогрин-С были использованы продукты как нефтепереработки, так и нефтехимии печное топливо, абсорбент, представляющие собой отходы нефтехимических производств, летнее дизельное топливо, легкий газойль каталитического крекинга, высокоароматизкрован-ные дистилляты. Анализ физико-химических свойств базовых компонентов профилактической смазки Ниогрин-С показал, что отходы нефтехимического производства отличаются от среднедистиллятных фракций нефтепереработки по своей природе и физико-химическим свойствам. Это создает определенные трудности при получении товарного продукта. Однако к несомненному преимуществу нефтехимического сырья следует отнести его хорошие низкотемпе-ратурнью свойства, что обусловлено особенностями углеводородного состава печного топлива и абсорбента по сравнению с дизельным топливом, полученным прямой перегонкой нефти. В качестве присадки к профилактической смазке использован тяжелый нефтяной остаток — мазут, гудрон или крекинг-остаток, в состав которых входят естественные поверхностно-активные вещества. На основании проведенных исследований разработаны оптимальные компонентные составы профилактической смазки Ниогрин-С, технология производства и технологическая схема ее компаундирования. [c.306]

chem21.info

Нефть, исследование определение воды - Справочник химика 21

    Определение воды по методу Дина и Старка показало, что исследованные образцы нафталанской нефти содержали 0,8 и 0,4% воды. [c.41]

    Подробное сравнительное исследование различных способов определения воды произвел Сельский (477). Это исследование лишний раз показывает, что интересы потребителя и продавца нефти всегда противоположны, как только дело касается определения содержания воды. Ясна также безнадежность предложений каких-либо методов, приемлемых и удобных для обеих сторон. [c.37]

    Для количественного определения воды, кроме ксилольной пробы, международная комиссия по установлению единообразных методов исследования нефти и ее продуктов. предложила способ нагревания испытуемого масла на масляной бане, причем о количе-. стве воды судят но потере веса масла, за вычетом самого испарившегося масла, для чего в тех же самых условиях нагревают навеску предварительно обезвоженного хлористым кальцием масла. Для очень густых масел ограничиваются нагреванием. только той навески, в которой определяется вода. Здесь однако возможно окисление масла, которое компенсирует потерю воды. [c.231]

    Исследованиями сотрудников Уфимского нефтяного института установлено, что закачиваемые в нефтяной пласт ПАВ влияют не только на процессы, связанные с молекулярно-поверхностными свойствами границ раздела систем нефть — вода — порода, но и на объемные свойства вытесняемой нефти. В результате диффузии в нефти концентрируется определенное количество ПАВ, поступающего в пластовую систему с водой. Лабораторные исследования показывают, что растворение неионогенных ПАВ типа ОП-Ю или ОП-4 в нефти изменяет ее вязкостную характеристику аномально высокие значения вязкости нефти наблюдаются при значительно меньших градиентах давления. Влияние концентрации реагента ОП-4 в нефти на ее реологические свойства показано в табл. 22. [c.86]

    Определение диффузии реагента из водных растворов в нефть. Исследование процесса диффузии реагента из водных растворов в нефть проводится как при атмосферном, так и при повышенном давлениях. Для этого готовят водные растворы исследуемых химических веществ в дистиллированной воде (100 мл) заданной концентрации. Затем приготовленные растворы в объеме 50 мл заливают в делительную воронку, заполненную нефтью (50 мл). Схема устройства представлена на рис. 51. Предварительную подготовку нефти к эксперименту проводят по известным методикам [50]. Содержимое воронки осторожно перемещают встряхиванием и закрывают светонепроницаемым чехлом, после чего устанавливают в штатив. Водные растворы реагента различной концентрации и нефть оставляют в контакте на время, заданное условиями опыта, но позволяющее определить интенсивность в течение первых 24 ч. Оставшуюся часть водных растворов реагента переливают в контрольные колбы с притертыми пробками и выдерживают в течение времени опыта. По истечении времени эксперимента осторожно отбирают пробы водных растворов исследуемого реагента для определения его концентрации одним из методов, описанных ранее. Для контроля и определения ошибки эксперимента определяют также концентрацию реагента, находящегося в контрольных колбах. Концентрация реагента в воде после контакта с нефтью рассчитывается как среднее трех параллельных опытов. [c.129]

    Методы определения размеров потерь собственно нефти в сточных водах также не вызывают недоверия, и полученными данными (если правильно и часто отбирались пробы для исследования) можно пользоваться при разработке технических решений по их сокращению и особенно по пресечению причиняемого ими вреда народному хозяйству (отравление лугов, водоемов и воздуха.). [c.283]

    Как показывают исследования, не все поры и каверны в породах заполнены флюидом, так как часть из них изолирована, т. е. не сообщается с другими открытыми порами. При определении коллекторских свойств пород интерес представляют только те пустоты, которые заполнены жидкостью или газом и по которым может происходить движение флюида. Поэтому различают общую (абсолютную) и открытую пористости. Общая пористость — это суммарный объем всех пор, каверн, трещин (открытых и закрытых). Открытой пористостью принято называть объем сообщающихся между собой пор, каверн, трещин, заполненных флюидом (нефть, газ или вода). Открытая пористость всегда меньше общей на величину объема изолированных (замкнутых) пор и пустот. [c.47]

    Исследование горения бензина в резервуарах диаметром 5,3 и 8,6 м показало, что образование прогретого слоя в бензине не наблюдается при горении в резервуарах, диаметр которых превышает 5 м. Подобным образом происходит формирование прогретого слоя при горении нефти и других жидкостей со сравнительно низкой температурой кипения. Следует добавить, что процесс прогревания нефти связан с наличием в ней влаги. Если в нефти содержится много влаги, то она может прогреваться даже в том случае, если температура кипения ее сравнительно высока. Это объясняется тем, что вода резко снижает точку кипения жидкости. Вода, находящаяся в виде капель в слое нефти, при определенных условиях закипает, что способствует возникновению интенсивных конвективных потоков. Аналогичное явление наблюдается и при горении влажного мазута. На процесс прогревания мазута, помимо влаги, оказывает значительное влияние образование на поверхности жидкости коксового остатка, разогретого до высоки.х температур, который, опускаясь вниз, нагревает лежащие ниже слои. [c.24]

    Из приведенных данных видно, что исследованные препараты ПАВ можно разделить на две группы — активные, разрушающие эмульсии при обычной температуре, и менее активные, присутствие которых предотвращает образование эмульсий воды в нефти при определенном соотношении воды и нефти, но которые не разрушают уже образовавшихся эмульсий. [c.80]

    Результаты теоретических и экспериментальных исследований подобного рода течений воды (плотины и дамбы) и нефти (пласты) в грунтах обобщены в монографиях [22]. Успешно проанализированы многие практически важные задачи о распределении давления и потоков, когда масштабы течения столь велики по сравнению с размерами зерен, что весь зернистый слой можно считать квазиоднородной средой с одной обобщен- ной характеристикой — проницаемостью. Структура же потока и поле скоростей в промежутках между зернами изучены слабо. Поэтому приходится в основном базироваться на различных, весьма идеализированных моделях этой структуры, рассчитывать на основании введенной модели. проницаемость слоя и. сопоставляя с экспериментом, вводить определенные поправки и [c.33]

    Определение количества погребенной воды методом капиллярного замещения получило широкое распространение. Однако эти исследования вели на моделях нефти при атмосферном давлении. [c.167]

    Для определения температуры, при которой соблюдалось бы это условие, были проведены соответствующие исследования и построена графическая зависимость отношений вязкостей воды и нефти СКВ. 5 и 71 от температуры (рис. 108). По рисунку находили температуру, при которой соотношение подвижностей выполнялось. Эта температура оказалась равной 38° С. [c.194]

    Исследования показывают, что при растворении нефти в водную фазу переходят в основном низкомолекулярные неокрашенные компоненты, поэтому составы растворенной и растворяемой нефти значительно различаются. Следовательно, при использовании методов [7, 8] для определения растворенной нефти приготовление стандартных растворов необходимо производить из нефтепродуктов, выделяемых непосредственно из воды. [c.55]

    В основу экспериментальных исследований определения коэффициента вытеснения нефти водой и растворами химреагентов положен метод фильтрации при постоянном расходе, а в некоторых случаях - при постоянном градиенте давления. Схема вытеснения на двухслойной модели пласта разной проницаемости представлена на рис. 4.2. Такая схема достаточно широко используется в лабораторных условиях институтов для моделирования фильтрации многопластовых объектов разной проницаемости (БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, СибНИИНП, ВНИИнефть, ВНИИЦ Нефтегазтехнология и другие). Процедура вытеснения нефти водой и растворами химреагентов из двухслойной модели пласта описана ниже. [c.102]

    Одна из основных задач исследования вытеснения нефти — определение зависимости показателей разработки от параметров пласта, свойств насыщающих и закачиваемых жидкостей, режима закачки, величины отбора и др. С этой целью строят различные математические модели — расчетные схемы неоднородных пластов п процессов фильтрации жидкостей в них. В настоящее время для исследования разработки и прогнозирования его показателей в условиях вытеснения нефти водой из неоднородных пластов применяется целый ряд расчетных схем. Анализ их, приведенный во многих работах [2, 27, 31 и др.], позволяет выделить наиболее характерные особенности в принципах их построения. [c.195]

    Метод обезвоживания, подбирается исходя из разновидности эмульсии. Из нестабилизированных эмульсий воду отделяют путем отстаивания, для ускорения процесса эмульсию подогревают. Отделение воды из стабилизированных эмульсий осуществляют на основе таких сложных методов, как химическая обработка, термообработка, электрическая обработка и сочетание этих методов. Перед проведением обезвоживания и обессоливания проводят лабораторные исследования для определения содержания воды, имеющихся примесей, а также состояния, в котором вода находится в нефти. Процессы обезвоживания и обессоливания аналогичны, так как вода удаляется из нефти вместе с растворенными в ней минеральными солями. Для более полного обессоливания в нефть подают дополнительно пресную воду, растворяющую минеральные соли. [c.39]

    Межфазное поведений углеводородов, их смеси или нефти в многокомпонентных системах можно моделировать алканами. Для любого углеводорода существует свой алкановый эквивалент (а.э.), который показывает, что углеводород ведет себя в системе аналогично алкану с соответствующим числом углеводородных атомов. Число атомов углеводорода алкановой цепи, соответствующее а, принято называть алкановым углеводородным числом (а.ч.). Хотя алкановое число является характеристикой исследуемой системы в целом при определенных температурах, концентрации электролитов, структуре и концентрации сопутствующих ПАВ, оно может быть характеристикой самого ПАВ. Влияние различных параметров на а.ч. описывается эмпирическими корреляциями, основанными на исследованиях как индивидуальных, так и сложной смеси технических ПАВ. Введение электролитов в водный раствор суль-фанатов приводит к обогащению межфазного слоя ПАВ. Однако не всегда обеспечиваются условия для оптимального распределения их между водной и углеводородными фазами. Высокое сродство поверхностно-активных веществ к обеим граничащим фазам достигается добавлением в систему сопутствующих ПАВ, в качестве которых наиболее часто используют спирты [19, 20]. Наличие спиртов ведет к образованию более разрыхленной структуры межфазного слоя. Увеличение длины радикала спирта способствует повышению сродства системы к углеводородной фазе, что снижает оптимальную концентрацию электролита и увеличивает глубину минимума межфазного натяжения [19, 20]. Низшие спирты вызывают обратный эффект. Увеличение количества атомов углерода в боковой цепи сопутствующих ПАВ мало сказывается на изменении а. Например, трет-бутиловый и изопропиловый спирты оказывают такое же действие на систему вода-ПАВ-углеводород, как и этанол. [c.10]

    Оказалось, что различные анионоактивные и неионогенные (алкилсульфаты, алкиларилсульфаты, оксиэтилирован-ные алкилфенолы и др.) способны эмульгировать некоторые загрязнения водоемов, в том числе такое распространенное, как нефть в относительно низких концентрациях (0,2—0,5 мг/л). Например, при концентрации вторичного алкилсульфата в 0,5 мг/л количество эмульгированной нефти в воде возрастало по сравнению с контролем почти в 5 раз. Причем, эмульсия оказывалась довольно стабильной. Такое действие ПАВ имеет определенное гигиеническое значение, так как при эмульгировании нефти могут ухудшаться условия хозяйственно-питьевого водоснабжения в результате загрязнения фильтров водопроводных сооружений, а также возрастания вероятности проникновения нефти в питьевую воду, а с нею и канцерогенных веществ, например, бенз(а)пирена, который может содержаться в некоторых нефтях. Экспериментальные исследования выявили влияние анииноактивных ПАВ на повышение стабильности запаха ряда химических веш.еств, загрязняющих водоемы. Длительному сохранению ПАВ в водной среде способствует то, что они легко сорбируются частицами взвешенных веществ минерального и органического происхождения, оседают вместе с ними на дно водоемов и участвуют в создании вторичных очагов загрязнения (44). [c.90]

    Кислые гудроны. В качестве исходного материала для исследования взяты масляные кислые гудроны (МКГ) от очистки автолового дистиллята-15 из малосернистой нефти месторождения Арчеда. С целью получения правильной характеристики кислых гудронов пробы отбирались в различное время на протяжении полутора лет непосредственно на установке сернокислотной очистки масел Львовского нефтеперерабатывающего завода. Согласно аналитическому методу [6], проба свежего МКГ, подогретого на водяной бане (45°С) и перемешанного тщательно, но быстро, растиралась в фарфоровой ступке. Из полученной однородной массы отбирались пробы для анализа органического вещества, определения серной кислоты и воды. Определение серной кислоты проводилось гравиметрическим методом после экстракции кислоты разбавленной соляной кислотой из раствора МКГ в смеси изоамилового спирта и бензола, а определение воды — по Дину и Старку с добавлением анилина. [c.35]

    Замыслова С. Д. Метод определения малых количеств нефти в питьевых водах. В сб. Новые методы гигиенических исследований (М-во здравоохранения РСФСР. Центр, н.-и. сан. ин-т. Информ.-методич. материалы, Л Ь 5). М., 1949, с. 8—11. Стеклогр. 7239 Запотылько Ф. Т. Количественное определение активного хлора в дихлораминах Б и Т. Сборник рефератов научных работ членов Примор. отд-ния Всес. хим. об-ва им. Менделеева, 1947, вып. 1, с. 37. [c.276]

    Как известно, одним из методов определения БПК является использование манометров или аппарата Варбурга и Зонгеиа. Первое устройство было испытано в исследованиях [37] и [86], при этом были отмечены определенные ограничения к его использованию. Впоследствии аппарат Зонгена был использован для оценки потребления кислорода в процессе окисления сырой нефти в морской воде в полевых условиях в течение 28 дней. Весь выделенный СОг оставался в забуференной среде с морской водой. Отмечено, что потребление кислорода зависит как от ростовых особенностей заражающей культуры, так и от степени разрушения нефти [44]. Был также использован кислородный электрод для определения окисления ряда углеводородов клеточной взвесью чистой культуры oryneba terium [87]. Углеводороды добавлялись в виде эмульсии. Отмечено, что высокие и низкие уровни концентраций лимитировали скорость окисления. Скорость окисления увеличивалась от а-пентана до гомологов ряда п-октана и затем снижалась до п-гептадекана. я-Алкены до Сю окислялись с меньшей скоростью, чем связанные алканы, нри Сю и выше реверсия была истинной. Галогенсодержащие алканы, изоалканы, циклоалканы и ароматические соединения окислялись гораздо медленнее. [c.145]

    Практикой, а также в результате исследований было установлено, что измерения с целью определения содержания нефти в сточной воде, проводимые на основании действуюш его стандарта МПОС, не дают правильных результатов. Было обнаружено, что сточная вода, выходяш,ая из сооружения, обладающего на основании измерений весьма хорошим к. п. д., поступая в водоем и смешиваясь в нем с речной водой, оказывалась значительно загрязненной нефтью. При исследовании причин такого явления установлено, что ошибка допускается указанной в стандарте методикой исследования содержания нефти. [c.221]

    В третьем разделе схемы (см. рис. 28) рассматривается влияние промышленных сточных вод и содержащихся в них вредных веществ на органолептические свойства воды водоемов. В схеме подчеркнуто, что речь идет о качестве воды при сакитарно-бытовом использовании водоема, а не только для питьевого водоснабжения. Это сильно повышает значение данных органолептического исследования и изменений качества воды, вызываемых вредными веществами промышленных сточных вод. Например, наличие в воде минеральных масел (нефть) в определенных концентрациях может не оказывать влияния на качество воды, забираемой водопроводом со значительной глубины, но, вследствие образования поверхностной пленки, ограничивает пользование водоемом для бытовых и физкультурных целей. И только те изменения органолептических свойств воды, которые восприняты человеком, могут иметь значение и могут служить мерилом при решении гигиенических вопросов охраны водоемов от загрязнения промышленными стоками. [c.145]

    А. Д. Петров и Т. П. Богословская [18] поставили ряд опытов неполной полимеризации в стандартных условиях (при напряжении 7500 в, частоте 1000 герц и длительности 6 час.) некоторых индивидуальных углеводородов. После опытов проводилась отгонка продуктов в температурных границах исходного сырья и остаток принимался за полимеры. В задачу исследования входило определение выходов и температурных коэффициентов вязкости полимеров (масел), получаемых из углеводородов различных классов, а также сравнительная характеристика достоинств как исходного сырья, с одной стороны, фракций нефти, полученных прямой разгонкой и лишенных или почти лишенных олефиновых и ароматических углеводородов, и, с другой стороны, крекинг-нродуктов, характеризующихся высоким содернчанием олефиновых и ароматических углеводородов. Опыты велись со следующими индивидуальными углеводородами октиленом, гексадецепом, кумо-лом, метилнафталином, триметилцнклогексаном, декалином, додеканом. Ставились опыты в простейшей аппаратуре в охлаждаемой водой стеклянной трубке, вмещавшей 35 мл жидкого исходного продукта, который во время опыта находился под вакуумом 45 мм и вспенивался током непрерывно подававшегося водорода. Результаты опытов с индивидуальными углеводородами приведены в табл. 100 (вязкость определялась вискозиметром Оствальда). [c.432]

    Альтернативой стационарным методам являются нестационарные методы определения ОФП, при которых в образец пористой среды, насыщенной нефтью и связанной водой, закачивается вода, вытесняющая нефть. Существенным преимуществом нестационарных исследований является быстрота проведения опыта. Но его реализация осложняется тем, что функции ОФП оцениваются косвенным образом, путем решения соответствующей обратной задачи. При этом возникают трудности, связанные с некорректностью постановок подобного рода задач. Так, известная методика Эфроса-Кундина-Куранова [85] предусматривает дифференцирование экспериментальных данных. Но даже малые ошибки измерений приводят при осуществлении этой операции к большим погрешностям, поэтому данная методика неустойчива относительно малых ошибок замеров, что вызывает значительное искажение вида кривых ОФП, особенно на границах интервала определения. Наибольшие погрешности [c.48]

    Фракционироьапнем мирзаанской нефти (скв. № 99) была выделена фракция 70—95°, которая и представляла объект нашего исследования. После соответствующей промывки п сушки, фракция была перегнана в присутствии металлического натрия. Т. к. мы проводили количественное определение ароматических углеводородов 100% серной кислотой, поэтому предварительно необходимо было выяснить содержатся ли во фракции ненасыщенные углеводороды, чтобы избежать шибки прн определении количества ароматических углеводородов. Проба дала отрицательный результат иа содержание ненасыщенных углеводородов при действии на нее бромной воды, и слабого щелочного раствора перманганата калия. Концентрированная серная кислота незначительно действует на большую часть нафтеновых и парафиновых углеводородов. На этом свойстве основано определение ароматических углеводородов в нефти, для чего на.ми были приготовлены 100% серная кислота добавлением в обыкновенную серную кислоту кольбаумской SO3. [c.20]

    Исследование фильтрации трехфазной смеси имеет большое практическое значение, так как в нефтегазоносных пластах при определенных условиях происходит совместное движение нефти, воды и свободного газа. Так, в случае, если нефть находится в пласте в смеси со свободной водой, при снижении давления ниже давления насыщения начинается выделение газа из раствора, и в пласте образуется подвижная трехфазная смесь нефть-вода-газ. Давление насыщения является физической константой нефти того или иного месторождения. [c.284]

    Имеется много патентов [131 на способы разрушения эмульсий Н/В при помощи кислот. Исследования Шеррика, изучавшего адсорбцию водородных ионов, происходящую при добавлении кислот к нефтяным эмульсиям, показали, что для полного деэмульгирования нужна определенная концентрация водородных ионов. Но эффективности действия кислоты можно расположить в следующий ряд НС1 > h3SO4 > Gh4 OOH. Он также обнаружил, что при использовании хлорного железа происходит адсорбция ионов, в результате чего эмульсия разделяется на два слоя. В некоторых случаях эмульсии нефти в воде хорошо разрушаются при добавлении солей с двух- и трехвалентными катионами (хлористый кальций, хлористый алюминий). [c.45]

    Азот определяется по Дюма, а кислород по разности, поэтому все ошибки опытов ложатся на кислород. Опособ непосредственного определения т ислорода (в виде воды) Ван-Молена дает достаточно точные результаты. Определение элементарного анализа не входит в круг тех обычных исследований, которым подвергается нефть и про-ИЗВ0Д1ГГСЯ в случае научного анализа. В таблице 1 приведены результаты анализа нефтей главных месторождений. [c.20]

    Очевидно, адсорбция породой различного количества асфальтенов приводит не только к различной степени гидрофобности породы, но и к различным свойствам граничного слоя нефти. Следовательно, будет меняться в определенной степени и характер вытеснения. Поэтому следует остановиться на исследованиях Н. Н. Таирова и М. М. Кусакова [175], которые показали, что при изменении давления в системе углеводородная жидкость—вода— кварц, создаваемого метаном, меняется краевой угол смачивания кварца углеводородной жидкостью. [c.177]

    Неполнота выделения нафталина из среднего масла приводи к несогласованности заводских и лабораторных данных — нечто подобное имеет место и при определении в нефти парафина. Здесь очевидно надо придерживаться ири анализе тех условий, в кажих перегонка нафталина производится на заводе. Для исследований же теоретического характера интереснее определять вое таояичество нафталина во фракции, что удобнее всего достигается связыванием нафталина в виде пикрата. Такой метод был предложен, налр., Кюсте-ром (377). Для анализа надо иметь насыщенный на холоду раствор пикриновой кислоты в воде с точно установленным титром. Навеска нафталиновой фракции помещается в небольшую круглодонную колбочку с каучуковой пробкой с одаим отверстием, в которое вставляется запаянная с одного конца трубочка с отверстием сбоку. [c.423]

    Дать какие-то надежные критерии для распознавания нефте- и газопроизводящих отложений и даже для установления последовательности генерации нефтей, газоконденсатов и чисто метановых газов в настоящее время невозможно. Можно сказать лишь одно. Каждый пласт отлагается в определенной биогеохимической обстановке и отличается от смежных по содержанию СН и примеси в нем тяжелых УВГ, по содержанию сульфатов в иловой воде и нередко по общей ее солености, по содержанию ОВ и, возможно, также по степени преобразованности ОВ, содержанию различных групп микроорганизмов, геохимической характеристике и ТЛ. При выявлении масштабов генерации УВ различных типов необходимо особое внимание обратить на вероятность миграции основной их части по пластам вверх по восстанию пород, которая может приводить в конечном итоге к уходу УВ, в первую очередь СН , в атмосферу. Поэтому наряду с широким комплексом биогеохимических исследований необходимо проводить весьма тщательный и детальный анализ фациальных изменений отдельных пластов и также детальные палеотектонические построения. [c.111]

    Хлорорганические соединения, содержащиеся в небольшом количестве, растворимы в нефти и не вымываются водой в процессе обессоливания на ЭЛОУ. Для их удаления при обессоливанин необходимо применять реагенты, которые разлагают хлорорганические соединения и превращают их в водорастворимые вещества. Лабораторными исследованиями установлено, что щелочь при определенных условиях способствует частичному разложению хлорорганических соединений с образованием хлорида натрия, и тем самым снижает количество коррозионного хлористого водорода, выделяемого при перегонке нефти. Образовавшийся хлорид натрия вымывается водой на ЭЛОУ. [c.123]

    Методика проведения исследования. Принципиально методика исследования сводится к определению содержания остаточной воды в нефти после о бработ-ки эмульсии заданным количеством реагента при выбранных температуре и продолжительности отстаивания или обработки электрическим полем с заданным граднентом. [c.78]

    Как показали исследования И. Лангмюра [12] и В. Харкинса [13], молекулы в поверхностном слое ориентированы определенным образом относительно поверхности раздела. На основании большого экспериментального материала А. Н. Фрумкин [14] и П. А. Ребиндер [15] установили, что поверхностная активность и ориентация молекул в поверхностном слое определяется структурой последних. На поверхности раздела молекулы ориентируются таким образом, что полярные группы (—ОН, —СООН, —КНг, —ЗН и др.) направлены в сторону более полярной фазы (например, воды), неполярная часть (углеводородный радикал молекулы) — в сторону менее полярной. Связь поверхностной активности вещества со структурой молекул, с количеством и расположением полярных групп, зависимость ее от геометрических размеров лио-фобной части представляет определенные возможности для познания структуры вещества. Применение экспериментальных методов и основных положений теории поверхностных явлений к изучению молекулярно-поверхностных свойств полярных компонентов высокомолекулярной неуглеводородной части нефти в сочетании с химическими и физическими методами должны оказать существенное влияние на познание химической природы и коллоидных свойств смолисто-асфальтеновых веществ. [c.191]

    Таким образом, расчеты показывают, что при разработке этой залежи наблюдались неблагоприятные соотношения градиентов для эффективного вытеснения нефти водой из гидрофобных зон неоднородности. Это подтвердилось практикой разработки. По прошествии некоторого времени с начала разработки обнаружилось, что многие добывающие скважины западного участка месторождения не испытывают влияния интенсивной закачки воды в законтурный нагнетательный ряд на Яринской площади. На значительном протяжении вдоль западного крыла гидродинамическая связь нефтяной залежи с законтурной зоной была затруднена, что при закачке воды за контур привело к образованию большого местного перепада давления (7—10 МПа), несмотря на вполне удовлетворительные коллекторские характеристики пластов (й/г/ 1 = 3,8 10- м (Па-с)). Во многих скважинах, вскрывших нефтяную часть монолитного терригенного пласта, в течение длительного времени не наблюдалось движения подошвенных вод вверх по разрезу, хотя депрессии и дебиты в этих скважинах намного превышали их предельные значения при безводной эксплуатации, рассчитанные с учетом анизотропии пластов. Скважины давали безводную нефть, но дебиты их быстро снижались из-за падения пластового и забойного давлений. Разобравшись в ошибочности первоначального решения без учета неоднородности по смачиваемости, промысловики остановили закачку воды в зоне капиллярного экрана . Результаты проведенных специальных гидродинамических исследований (гидропросушивания) подтвердили затрудненность пьезопроводной связи по западному борту Яринской площади. Таким образом, высказанная идея об аномальности коллектора была надежно подтверждена фактическими материалами и определениями. [c.26]

    Добываемая нефть содержит значительное количество воды, механических примесей, минеральных солей. Поступающая на переработку нефтяная эмульсия подвергается обезвоживанию и обес-соливанию. Характерными чертами нефтяных эмульсий являются их полидисперсность, наличие суспендированных твердых частиц в коллоидном состоянии, присутствие ПАВ естественного происхождения, формирование при низких температура х структурных единиц. По данным [144] в процессе диспергирования капель воды в нефти образуется до триллиона полидисперсных глобул в 1 л 1%-ной высокодисперсной эмульсии с радиусами 0,1 10 мк, образующаяся нефтяная эмульсия имеет большую поверхность раздела фаз. Высокие значения межфазной энергии обуславливают коалесценцию глобул воды, если этому процессу не препятствует ряд факторов структурно-механический барьер, повышенные значения вязкости дисперсионной среды. Установлено, что повышению структурно-механической прочности межфазных слоев в модельной системе типа вода — мас о — ПАВ способствует добавка частиц гЛины [145]. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий обеспечивается наличием в них ПАВ — эмульгаторов нефтяного происхождения так, эмульгаторами нефтяных эмульсий ромашкинской и арланской нефтей являются смолисто-асфальтеновые вещества, а эмульсий мангышлакской нефти алканы [144]. Интересные результаты об изменении степени дисперсности нефтяных эмульсий в зависимости от pH среды и группового состава нефтей получены в работе [146]. Механизм разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий столкновение глобул воды, преодоление структурно-механического барьера между rлoбyJ лами воды с частичной их коалесценцией, снижение агрегативной устойчивости эмульсии, вплоть до полного расслоения на фазы. Соответственно задача технологов состоит в обеспечении оптимальных условий для каждой стадии этого процесса, а именно - снижении вязкости дисперсионной среды (до 2—4 ммУс) при повышении температуры до некоторого уровня, определяемого групповым составом нефти, одновременно достигается разрушение структурных единиц уменьшении степени минерализации остаточной пластовой воды введением промывной воды устранении структурно-механического барьера введением определенных количеств соответствующих ПАВ — деэмульгаторов. Для совершенствования технологических приемов по обессоливанию и обезвоживанию нефтей требуется постановка дальнейших исследований по изучению условий формирования структурных единиц, взаимодействия [c.42]

    В аналитической практике отечественных лабораторий наиболее широко эффект Шпольского используется для идентификации и количественного определения бенз(а)пирена [18]. Это относится и к профамме фонового мониторинга природных объектов. Для целей мониторинга ПАУ создан банк спектров при 77 К, который опубликован в виде атласа 27 . На основе проведенных исследований рафаботаны высокочувствительные и селективные методы определения ПАУ и их гфоизводных в многокомпонентных природных и техногенных системах в воздухе, почве, растениях, атмосферных осадках, природных и сточных водах, донных отложениях, горных породах, минералах, нефтях, высокотемпературных пиролизатах, отработанных газах автомобильных даигателей, саже и т д. Предел обнаружения в однокомпонентных растворах для разных соединений находится в диапазоне от 0,01 до 1 нг/мл. Дл[я огфеделения ПАУ в последнее время применяют метод единого стандарта, который базируется на сравнении спектров люминесценции анализируемых рас- [c.252]

    В табл. 2 приведены результаты исследований по вышеприведенной методике. В ней же для сравнения дана величина вязкости эмульсии, определенная по рис. 55 работы [I]. Эти данные сравнимы между собой, т. к. плотности нефти и воды в поверх-иостых условггях практически одинаковы. Разница — в методике приготовления эмульс1П[. В нашем случае это делалось в стен-дово 1 установке из серийных ступеней насоса ЭЦН-50-80, а в [I] — искусственным путем. Для сопоставимости результатов опытов и данных нз [I] нами определена вязкость эмульсии по [c.94]

    Недостаточная изученность процессов взаимодействия углеводородов нефти с различными химреагентами, а также отсутствие методов установления закономерностей взаимодействия компонентов пластовой среды в зависимости от состава, свойств к условий применения химреагентов затрудняют решение задачи по определению перспективности химических веществ для нефтедобычи.-Изыскание и выбор химреагентов осуществляются в основном опытным путем. Более целесообразным является комплексный подход [2], основанный на физико-химических исследованиях характеристик основных свойств химреагентов и изменений их под действием геологических и технологических факторов пластовой среды с помощью различных современных инструментальР1ых методов, лабораторных и промысловых исследований. В условиях конкретных нефтяных месторождений необходимо, чтобы подобранные опытным путем химические вещества и их композиции обладали следующим комплексом физико-химических свойств. Они должны растворяться в воде и органических соединениях понижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз и улучшать смачиваемость породы водой обладать высокими нефтеотмывающими и вытесняющими свойствами улучшать реологические свойства нефти предотвращать или не вызывать отложение асфальто-смолистых и парафиновых веществ в пористой среде и скважине не способствовать при взаимодействии с глиной ее набуханию не стимулировать образование водонефтяных эмульсий б [c.6]

chem21.info

Химический состав нефти определение – Telegraph

Химический состав нефти определение

Скачать файл - Химический состав нефти определение

Знание химического состава природных нефтяных систем служит отправной точкой для прогнозирования их фазового состояния и свойств фаз при различных термобарических условиях, соответствующих процессам добычи, транспортировки и переработки нефтяных смесей. Тип смеси - нефть, газоконденсат или газ - также зависит от ее химического состава и сочетания термобарических условий в залежи. Химический состав определяет возможное состояние компонентов нефтяных систем при данных условиях - молекулярное или дисперсное. Среди них встречаются наиболее и наименее склонные к различного рода межмолекулярным взаимодействиям ММВ , что в итоге обусловливает ассоциативные явления и исходную дисперсность нефтяных систем при нормальных условиях. Кроме того, в нефти присутствуют:. Из других элементов в нефти присутствуют - железо, магний, алюминий, медь, олово, натрий, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть, золото и другие. Углеводороды УВ представляют собой органические соединения углерода и водорода. В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов:. Различают алканы нормального строения н-алканы - пентан и его гомологи , изостроения изоалканы - изопентан и др. В нефти присутствуют газообразные алканы от С 1 до С 4 в виде растворённого газа , жидкие алканы С 5 — С 16 , составляют основную массу жидких фракций нефти и твёрдые алканы состава С 17 — С 53 и более, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как твёдые парафины. В нефти присутствуют всевозможные изомеры алканов: Из них превалируют в основном монозамещенные, с одним разветвлением. Метилзамещенные алканы по степени убывания располагаются в ряд: К м годам относится открытие в нефтях разветвленных алканов изопреноидного типа с метальными группами в положениях 2, 6, 10, 14, 18 и т. Обнаружено более двадцати таких УВ в основном состава С 9 -С Таким образом, алканы в различных пропорциях входят в состав всех природных смесей и нефтепродуктов, а их физическое состояние в смеси - в виде молекулярного раствора или дисперсной системы - определяется составом, индивидуальными физическими свойствами компонентов и термобарическими условиями. Циклоалканы или нафтеновые углеводороды — насыщенные алициклические УВ. К ним относятся моноциклические с общей формулой C n H 2n , бициклические — C n H 2n-2 , трициклические — C n H 2n-4 , тетрациклические — C n H 2n По суммарному содержанию циклоалканы во многих нефтях преобладают над другими классами УВ: Они присутствуют во всех нефтяных фракциях. Обычно их содержание растет по мере утяжеления фракций. Общее содержание нафтеновых углеводородов в нефти растёт по мере увеличения ее молекулярной массы. Исключение составляют лишь масляные фракции, в которых содержание циклоалканов падает за счет увеличения количества ароматических углеводородов. Из моноциклических УВ в нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные ряды нафтеновых УВ. Распределение моноциклических нафтенов по нефтяным фракциям, их свойства изучены гораздо более полно по сравнению с полициклическими нафтенами, присутствующими в средне- и высококипящих фракциях. Из полициклических нафтенов в нефтях идентифицировано только 25 индивидуальных бициклических, пять трициклических и четыре тетра- и пентациклических нафтена. Если в молекуле несколько нафтеновых колец, то последние, как правило, сконденсированы в единый полициклический блок. Бицикланы С 7 -С 9 чаще всего присутствуют в нефтях ярко выраженного нафтенового типа, в которых их содержание достаточно высоко. Среди этих углеводородов обнаружены в порядке убывания содержания: Из трицикланов в нефтях доминируют алкилпергидрофенантрены. Тетрацикланы нефти представлены главным образом производными циклопентано-пергидрофенантрена - стеранами. Достоверных сведений об идентификации полициклоалканов с большим количеством циклов нет, хотя на основе структурно-группового и массспектрального анализа можно высказать предположения о присутствии нафтенов с числом циклов, большим пяти. По некоторым данным, высококипящие нафтены содержат в молекулах до циклов. Различия в химическом поведении циклоалканов часто обусловлены наличием избыточной энергии напряжения. В зависимости от размеров цикла циклоалканы подразделяют на малые С 3 , С 4 - хотя циклопропан и циклобутан в нефтях не обнаружены , нормальные С 5 -С 7 , средние C 8 -С 11 и макроциклы от C 12 и более. В основе этой классификации лежит зависимость между размером цикла и возникающими в нем напряжениями, влияющими на стабильность. Для циклоалканов и, прежде всего, для их различных производных, характерны перегруппировки с изменением размеров цикла. Пяти- и шестичленные углеродные циклы образуются гораздо легче, чем меньшие и большие циклы. Поэтому в нефтях встречается гораздо больше производных циклогексана и циклопентана, чем производных других циклоалканов. На основе исследования вязкостно-температурных свойств алкилзамещенных моноциклогексанов в широком интервале температур выяснено, что заместитель по мере его удлинения уменьшает среднюю степень ассоциации молекул. Циклоалканы , в отличие от н-алканов с таким же числом углеродных атомов, находятся в ассоциированном состоянии при более высокой температуре. К ним относятся представители моноциклических: Среди нефтяных аренов преобладают соединения, содержащие не более трех бензольных циклов в молекуле. Общей закономерностью является рост содержания аренов с повышением температуры кипения. При этом арены высших фракций нефти характеризуются не большим числом ароматических колец, а наличием алкильных цепей и насыщенных циклов в молекулах. В бензиновых фракциях обнаружены все теоретически возможные гомологи аренов C 6 -C 9. Углеводороды с малым числом бензольных колец доминируют среди аренов даже в самых тяжелых нефтяных фракциях. Моноарены нефтей представлены алкилбензолами. Крупные алкильные заместители в молекулах алкилбензолов могут содержать более 30 углеродных атомов. В нефтях идентифицированы все индивидуальные алкилнафталины С 11 , С 12 и многие изомеры С 13 -C Содержание дифенилов в нефтях на порядок ниже содержания нафталинов. Из нафтенодиаренов в нефтях обнаружены аценафтен, флуорен и ряд его гомологов, содержащих метальные заместители в положениях Триарены представлены в нефтях производными фенантрена и антрацена с резким преобладанием первых , которые могут содержать в молекулах до насыщенных циклов. Нефтяные тетраарены включают углеводороды рядов хризена, пирена, 2,3- и 3,4-бензофенантрена и трифенилена. Содержание в нефтях полиаренов с пятью и большим числом конденсированных бензольных циклов очень невелико. Из таких углеводородов в тяжелых нефтяных фракциях обнаружены: Повышенная склонность аренов, особенно полициклических, к молекулярным взаимодействиям обусловлена низкой энергией возбуждения в процессе гомолитической диссоциации. Для соединений типа антрацена, пирена, хризена и т. С некоторыми полярными соединениями арены образуют достаточно устойчивые молекулярные комплексы. Следствием эффекта сопряжения являются следующие свойства аренов:. Гибридные углеводороды церезины — углеводороды смешанного строения: В основном, это твёрдые алканы с примесью длинноцепочечных УВ , содержащих циклановое или ароматическое ядро. Они являются основной составной частью парафиновых отложений в процессах добычи и подготовки нефтей. Меню раздела Классификация нефти Марки нефти Фракционный состав нефти Химический состав нефти Физико-химические свойства Температурные свойства Теплофизические свойства Свойства топлив Свойства высокомолекулярных нефтепродуктов. Химический состав для нефти различают как элементный и вещественный. Кроме того, в нефти присутствуют: В вещественном плане нефть в основном состоит из углеводородов и гетероорганических соединений. Углеводороды Углеводороды УВ представляют собой органические соединения углерода и водорода. В нефти в основном содержатся следующие классы углеводородов: Циклоалканы Циклоалканы или нафтеновые углеводороды — насыщенные алициклические УВ. К пентацикланам нефтей относятся углеводороды ряда гопана, лупана, фриделана. Следствием эффекта сопряжения являются следующие свойства аренов: Церезины Гибридные углеводороды церезины — углеводороды смешанного строения: Курс валют предоставлен сайтом kursvalut.

Таблица плотности и давления насыщенного пара

Химический состав нефти

Проведение генеральной уборки процедурного кабинета по санпин

Глава 6 исследование состава нефти и нефтепродуктов

Лед лампа инструкция

Нефть

Хорошего настроения мужчине

Понятие определения и происхождение нефти

Орфографическое правило 2 класс

Состав нефти и нефтепродуктов

Трудовой договор с иностранным гражданином образец заполнения

Реферат: Состав нефти и газа

Транспортные услуги по договору комиссии

ХИМИЯ НЕФТИ

Маски из поролона своими руками выкройки

Реферат: Состав нефти и газа

Какой врач лечит грыжу позвоночника

Глава 6 исследование состава нефти и нефтепродуктов

Приказ 15 водители

Реферат: Состав нефти и газа

Стихи владимирова для детей 2 класса

telegra.ph

Определение физико-химических свойств нефтей - Справочник химика 21

    Физико-химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности нх химического состава. [c.70]

    Согласно п.1.1 ГОСТ 2517—69 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб пробы отбирают для определения физико-химических свойств всей массы нефтепродукта или части ее в количестве, установленном государственными стандартами и техническими условиями на нефть и нефтепродукты. Точный анализ нефтепродуктов, подлежащих отгрузке, проводится не позднее [c.19]

    Отбор проб нефти и подготовку ее для анализа, а также определение физико-химических свойств и фракционного состава проводили по унифицированным методикам, разработанным для нефти [64, 66]. В целях исключения вли- [c.60]

    ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ [c.57]

    Для установления эффективности действия сульфонатных (и других) присадок в зависимости от группового углеводородного состава сырья были исследованы масляные фракции 350—420 °С и 420—500 °С и остаточные выше 500 °С, выделенные вакуумной перегонкой из мазутов трех нефтей, резко различающихся по физико-химическим свойствам и углеводородному составу (бала-ханская масляная и балаханская тяжелая нефти, а также нефть месторождения Нефтяные камни). Углеводородный состав фракций был определен адсорбционной хроматографией на крупнопористом силикагеле АСК [15, с. 73]. В результате исследования структурно-группового состава и свойств отдельных групп углеводородов, выделенных из этих фракций, было установлено, что парафино-нафтеновые углеводороды из фракций балаханской нефти являются лучшим сырьем для синтеза присадок, чем те же углеводороды, выделенные из фракций двух других нефтей, причем наиболее низким качеством отличаются парафино-нафтеновые углеводороды балаханской тяжелой нефти. [c.72]

    Тема 5. Расчетные методы определения физико-химических свойств и состава нефтей и нефтепродуктов. [c.367]

    Пособие состоит из введения и двух разделов. Введение Расчетные методы определения физико-химических свойств и состава нефтей и нефтепродуктов посвящено аналитическим и графическим методам определения и пересчета различных характеристик нефтей и нефтепродуктов относительной плотности, молекулярной массы, давления насыщенных паров, вязкости, тепловых свойств и компонентного состава. [c.5]

    На первой стадии (слабые взаимодействия) надмолекулярные структуры (центры кристаллизации) формируются за счет сил Ван-дер-Ваальса. В зависимости от природы ВМС нефти и величины сил взаимодействия молекул для каждого вида ВМС образуется свой тип надмолекулярных структур, обладающих определенными физико-химическими свойствами (асфальтеновый, парафиновый и другие ассоциаты). Парафиновые надмолекулярные структуры при повышении температуры дезагрегируются полностью или подвергаются одновременно дезагрегированию и химическому разрушению. Асфальтеновые ассоциаты с повышением температуры склонны к физическому и далее к химическому агрегированию. [c.158]

    Изучение физических и физико-химических свойств нефти, нефтепродуктов и углеводородов имеет очень большое значение для всех разделов науки о нефти. В химии нефти определение таких свойс 1в, как удельный все, молекулярный вес, показатель преломления, удельная рефракция, критические температуры растворения и другие позволяет установить химический состав отдельных фракций нефти. Многие физические свойства характеризуют и нефть в целом. [c.67]

    Определение коэффициента преломления нефти проводится значительно быстрее, чем определение других физико-химических свойств нефти. Однако из-за нерезкой границы освещенного и неосвещенного полей в окуляре точность определения этого коэффициента ниже. Вероятно, по этой причине и коэффициент корреляции связи между светопреломлением нефти и расстоянием до ВНК по абсолютной величине невелик. [c.30]

    В результате проведенных расчетов по определению недостающих свойств отдельных фракций разгонки Дмитриевской нефти по ИТК, вместо табл. 1.10 имеем следующую таблицу физико-химических свойств нефти (табл. 1.11)  [c.58]

    Однако анализ уже первых результатов [19] определения физико-химических свойств нафталанской нефти из скважин, пробуренных в верхней части месторождения, свидетельствовал о существовании определенного разброса значений таких показателей ее качества, как плотность, вязкость, температура вспышки и начала кипения, а также выкипаемость легкой части. [c.19]

    Проведя комплексное исследование нафталанских нефтей, включающее определение физико-химических свойств и состава, оценку геологических факторов их залегания и эффективность биологического воздействия, мы получили новые сведения о необходимости их разделения по категориям (условно-тяжелые, облегченные и характерные нефти). Результаты проведенного исследования св1 е-тельствуют о необходимости избирательного использования в лечебных целях нефтей Нафталанского месторождения с учетом геохимической характеристики залежи. [c.113]

    Большое место уделено физико-химическим свойствам нефти и ее фракций, являющихся базовой характеристикой как исходной нефти, так и продуктов ее переработки. Кратко описаны методы их экспериментального и расчетного определения, характер взаимозависимостей, потребительское значение. [c.18]

    В работе освещены основные задачи и направления геохимических исследований и предложен перспективный на современном уровне развития инструментальной базы комплекс геохимических методов. Приведены типовые схемы анализа нефтей, методы определения физико-химических свойств, группового и структурно-группового состава нефтей и разделения (адсорбционная и тонкослойная хроматография, термодиффузия, комплексообразование и др.). [c.2]

    В первой части даны типовые схемы анализа нефтей применительно к различным геохимическим задачам описаны методы подготовки нефтей к анализу и методы определения физико-химических свойств, необходимых для общей характеристики нефтей. [c.3]

    Пробы отбирают для определения физико-химических свойств части или всей массы продукта в количестве, установленном государственными стандартами и техническими условиями на нефть и нефтепродукты. [c.78]

    РАСЧЕТНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И СОСТАВА НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.7]

    Рассмотрены физико-химические свойства нефти и нефтяных фракций и методы их определения в соответствии с Единой унифицированной программой исследования нефтей СССР. Приведено описание лабораторных работ по определению плотности, показателя преломления, молекулярной массы, вязкости, температуры вспышки, элементного состава, кислотности, коксуемости, фракционного состава и других свойств нефти и нефтепродуктов. [c.2]

    Следовательно, результаты нитрования по Коновалову подтверждают выводы, сделанные на основании определения физико-химических свойств фракций парафинов, о том, что твердые углеводороды туймазинской нефти относятся к метановому ряду и в основном нормального строения. [c.225]

    На стадии слабых взаимодействий надмолекулярные структуры формируются за счет сил Ван-дер-Ваальса. В зависимости от природы ВМС нефти и величины сил взаимодействия молекул для каждого вида ВМС образуется свой тип надмолекулярных структур, обладающих определенными физико-химическими свойствами (асфальтеновый, парафиновый и др. ассоциаты). [c.52]

    Приведенные данные показывают, что использование величины молекулярной массы асфальтенов при существующих методах ее определения не может быть приемлемым для выявления закономерностей, на основе которых разрабатывают рациональные технологические схемы добычи нефти. Поэтому необходимо найти другой параметр, характеризующий физико-химические свойства асфальтенов. [c.11]

    При определенном столбе жидкости капли воды, опускаясь в нижние слои, на своем пути сталкиваются, укрупняясь при этом. Практикой доказано, что при увеличении слоя эмульсии (до определенных пределов в зависимости от физико-химических свойств нефтей) время отстоя резко сокращается. [c.62]

    Изложенный выше метод определения выходов товарных фракций по кривым разгонки нефтей является приближенным. Точность метода зависит от степени совпадения четкости ректификации в лабораторных и в заводских условиях, от того, насколько кривые разгонки ближе подходят к прямым линиям, насколько узка отбираемая фракция и как точно физико-химические свойства подчиняются правилу аддитивности. [c.149]

    Известные в настоящее время классификации нефтяных систем, отличающихся огромным разнообразием образующих их углеводородных и неуглеводородных комионентов, основаны на взаимосвязи пх физико-химических и потребительских свойств, на различиях в физико-химических свойствах (плотности, вязкости, содержании групповых компонентов, золы, серы и др.) и предназначены для выбора наиболее рационального способа добычи, переработки и применения нефтяных систем. Однако игнорирование особенностей дисперсного состояния нефтяных систем снижает эффективность такого выбора. При определенных условиях в нефтях и нефтепродуктах формируются дисперсные частицы (неоднородности), придающие им свойства дисперсных систем. Дисперсное состояние нефтяных систем существенно влияет на технологию их добычи, переработки и применения. В связи с этим необходима классификация нефтяных систем по признакам их дисперсного состояния. [c.9]

    Существует много методик исследования и определения в нефти эмульгаторов - стабилизаторов, но предложенный В. Г. Беньковским метод, которым он выделил эмульгатор, отличается от них тем, что позволяет непосредственно выделить вещества - эмульгаторы в неизменном виде. Нами использован этот метод при исследовании эмульсии нефтей различных по составу и физико-химическим свойствам (табл. 4). Если мангышлакская нефть имеет небольшую плотность, содержит много парафина и мало асфальтенов, то арланская нефть тяжелая, с высоким содержанием смол, асфальтенов, серы и небольшим содержанием парафина. Ромашкинская нефть более легкая, чем арланская, содержит меньше асфальтосмолистых веществ и серы. [c.25]

    Очевидно, что для определения содержания погребенной воды в керне при проведении эксперимента необходимо создать давление вытеснения, равное пластовому давлению вытеснения пласта. Естественно, что при использовании керна данного месторождения, глубинной пробы нефти и воды, используемой при заводнении (или пластовой) будут соблюдены условия, соответствующие пластовым. При использовании непластовых жидкостей следует предположить, что главные радиусы кривизны г и Гч зависят только от степени насыщенности породы, а не от физико-химических свойств вытесняемой и вытесняющей жидкостей, что, безусловно, не отвечает действительности. [c.168]

    В связи с тем, что методы определения фактора устойчивости основаны на определении относительной оценки размеров асфаль-теновых частиц, а атом ванадия в ванадилпорфиринах, согласно [116], служит координационным центром в молекулах асфальтенов, наши положения о связи комплексообразующей способности исследуемых реагентов с ванадилпорфиринами нефтей и их влиянием на физико-химические свойства нефтей вполне правомерны. Анализ литературных данных также свидетельствует о существенном влиянии МПФ на структуру асфальтенов [84]. Ванадил-порфириновый комплекс соединяет листы — блоки конденсированных ароматических структур с атомами ванадия в азотной дырке . Поэтому, по предположительному структурно-молекулярному представлению, ванадил- и никельпорфирины не только являются составной частью молекул асфальтенов, но и выполняют связующую роль в процессе образования трехмерной структуры асфальтенов и двухмерных строительных блоков. Согласно [116], схематически можно представить соединения ванадилпорфирино-вого комплекса с конденсированными ароматическими блоками асфальтенов. Асфальтены можно, по-видимому, рассматривать как перекрестно связанные или ассоциированные конденсаты мульти-компонентных систем, включающих индивидуальные молекулы ароматических, порфириновых и нафтеновых циклов и гетероциклов. В благоприятных химических или физических условиях эти элементы соединяются мостиками или связями, образуя молекулы. Атомы таких металлов, как ванадий и никель могут участвовать и углеводородной или гетероциклической системе. [c.149]

    Основными направлениями исследований являлись структурно-групповой анализ сернистых соединений нефти и их выделение синтез индивидуальных сероорганических соединений определение физико-химических свойств сероорганических соединений и отраслей их эффективного практического применения. Были идентифицированы основные типы сероорганических соединений нефтей Волго-Уральского региона, Сибири, юга Средней Азии и выданы рекомендации по их переработке. Разработаны общие схемы синтеза моно-, би- и полизамещенных тиофенов и тиофанов, усовершенствованы [c.100]

    Сбор, подготовка и транспортирование нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заводов сопровождаются потерями ее от испарения и разных утечек. Величина этих потерь зависит от физико-химических свойств нефти и особенностей сбора, подготовки и транспортирования ее до потребителей. Предприятия нефтяной промышленности уделяют большое внимание сокращению потерь нефти. Совершенствуются внутри-промысловый сбор и стабилизация нефти, усиливается герметизация резервуарных парков. Однако потери дефти еще велики, и научно обоснованных нормативов их определения не существует. Обычно потери определяют экспериментально. [c.123]

    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]

    Для углубленных региональных геохимических, а также для теоретических исследований по проблеме генезиса нефти может быть рекомендована схема, разработанная и успешно применяемая во ВНИГРИ (рис. 2), основой которой является вариант, подробно рассмотренный выше. В качестве обязательного элемента в нее полностью включаются операции по определению физико-химических свойств и химического состава с исследованием порфиринов. Схема предусматривает атмосферно-вакуумную разгонку на стандартные фракции до 350 °С с последующим определением во всех фракциях и неперегоняемом остатке группового углеводородного и структурно-группового состава. Кроме того, проводятся четкая ректификация отдельной пробы нефти с отбором фракций НК — 125 и 125—150 °С и определение в них индивидуального состава УВ методом капиллярной газовой хроматографии. В парафиновонафтеновых фракциях 150—200 и 200—350 °С этим же методом с применением эталонов исследуют индивидуальный состав изопреноидных УВ Сю—Сгз. Из бензиновых и средних фракций, а также из остатка, выкипающего выше 350 °С, выделяют м-алканы и методом газовой хроматографии определяют их индивидуальный состав. Схема также предусматривает широкий комплекс спек- [c.10]

    Сырьем для производства масел служат нефти, обеспечивающие большой выход высококачественных масел. К ним относятся нефти с невысоким содержанием асфальто-смолнстых веществ, полицикли-ческих углеводородов и с содержанием серы не более 1,5—1,7% [1], Такие нефти характеризуются определенными физико-химическими свойствами. Чтобы удостовериться в том, что нефть, поступающая для перегонки на АВТМ, отвечает предъявляемым к ней требованиям, в пробе нефти, отобранной из резервуара, определяют плотность, вязкость при 50 °С, содержание серы, температуру застывания, процент отгона до 300 °С, [c.9]

    Количество выделившейся из нефтяной эмульсии свободной воды зависит от физико-химических свойств нефти и воды, температуры потока, продолжительности транспортирования, интенсивности перемешивания потока (до поступления в сепаратор) и от многих других причин. Предварительная подача реагента в поток на определенном удалении от сепарацнонных установок способствует выделению свободной воды из эмульсии.  [c.38]

    Комплексная оценка перспектив нефтегазоносности, проводимая для различных объектов прогноза (продуктивных горизонтов и комплексов пород на структурах и в межструктурных зонах) на всех указанных ранее уровнях должна включать определение наличия скоплений У В, типа скоплений по фазовому состоянию У В, величины скоплений, качества углеводородного сырья (физико-химических свойств нефти, конденсата и газа), добывных возможностей скоплений У В. [c.122]

    Сераорганические соединения входят в состав большинства нефтей. По содержанию и составу сернистые соединения нефти сильно различаются. В нефтях, кроме элементной серы и сероводорода, присутствуют и органические соединения двухвалентной серы меркаптаны, сульфиды, тиофены, соединения типа бензо- и дибензотиофенов. Поэтому проблема технологии нефтехимической переработки серосодержащих нефтяных фракций требует разработки качественно новых экспрессных методов оценки физико-химических свойств фракций и входящих в них компонентов. В частности, таких важнейших характеристик реакционной способности, как потенциал ионизации (ПИ) и сродство к электрону (СЭ), которые определ пот специфику взаимодействия веществ с растворителями, термостойкость и другие свойства [1]. Чтобы перейти к изучению фракций серосодержащих нефтей целесообразно изучить зависимости изменений физико-химических свойств в гомологических рядах индивидуальных соединений, содержащих серу Определенные перспективы в этом направлении открывает электронная абсорбционная спектроскопия. Целью настоящей работы является установление существования подобных зависимостей между ПИ и СЭ в рядах органических соединений серы и логарифмической функцией интегральной силы осциллятора (ИСО). Основой данной работы явились закономерности [2-4], что ПИ и СЭ для я-электронных органических веществ определяются логарифмической функцией интегральной силы осциллятора по абсорбционным электронным спектрам растворов в видимой и УФ области. Аналогичные результаты получены для инертных газов. Обнаружена корреляция логарифмической функции ИСО в вакуумных ультрафиолетовых спектрах, ПИ и СЭ [3]. [c.124]

    При оценке нефти как промышленного сырья основной интерес представляют содержание в ней наиболее высококачественных компонентов и характеристики их эксплуатационных свойств, позБоляюш,ие судить о качество товарных продуктов, получаемых из данной нефти. Например, помимо общего содержания дистиллятов, удовлетворяющих но фракционному составу автомобильному бензину, необходимо знать, какая температура конца кипения этого бензина может обеспечить удовлетворительное октановое число нри выборе фракционного состава дизельного топлива — какой темнературе застывания он соответствует, и т. д. Подобное исследование н основном связано с определением физико-химических и товарных свойств фракций, но в некоторых случаях — и с определением их группового химического и даже углеводород-1Г0Г0 состава и содержания неуглеводородпых компонентов. [c.65]

chem21.info