Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Сумма углеводородов нефти это


Сумма - углеводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Сумма - углеводород

Cтраница 1

Сумма углеводородов в них около 60 %, остальные 40 % приходятся на сумму асфальтенов и смол.  [1]

Сумму углеводородов определяют, если анализы на индивидуальные углеводороды не производятся.  [2]

Указана сумма углеводородов, кроме бензола.  [4]

По сумме углеводородов ( нефть газ) запасы распределены в Северо-Западном регионе неравномерно - 55 % запасов приходится на шельф Баренцева моря, 26 % - на Ненецкий автономный округ, 12 % - на Республику Коми, 7 % - на шельф Печорского моря, менее 1 % - на Калининградскую область.  [5]

Если концентрация суммы углеводородов в жидкости испарителя БВК более 400 мг - С / дм3, то необходимо во всех случаях немедленно прекратить подачу криптонового концентрата на БВК и поставить его на отогрев.  [6]

Спектральное определение суммы углеводородов и гелия в тритии, Отч.  [7]

Оцените концентрацию суммы углеводородов в точке, расположенной на расстоянии 300 м по направлению ветра от скоростной автострады, в облачный день в 5 ч 30 мин после полудня.  [8]

Если концентрация суммы углеводородов после печей выжигания начала постепенно повышаться или превысила указанную величину, необходимо увеличить частоту отбора проб для анализа, выяснить причину повышенного проскока углеводородов и устранить ее. О принятых мерах должна быть сделана соответствующая запись в рабочем журнале.  [9]

При концентрации суммы углеводородов порядка 0 3 мг / дм3 у работающих к концу вахты отмечены снижение обоняния и возбудимости нервной системы, головная боль, слабость, сердцебиение.  [10]

Для определения суммы углеводородов нефти в гидросфере широко применяют газовую хроматографию. Достоинство газовой хроматографии связано с возможностью измерения концентрации загрязнителей в широком диапазоне, начиная с ультра микроконцентрации. Метод применим также для идентификации источника загрязнения. Это позволяет контролировать преднамеренные нефтепромысловые сбросы загрязняющих веществ, выявлять и наказывать виновных. Газовую хроматографию применяют для анализа - содержания нефти и нефтепродуктов в сочетании с другими описанными методами.  [11]

Метан отделяется от суммы углеводородов в устройстве / /, представляющем собой печь, в которую установлены две колонки. В первой колонке происходит каталитическое окисление углеводородов, вторая - буферная и служит для компенсации пневматического сопротивления каталитической колонки.  [12]

Процент берется от суммы углеводородов в расчете на сухое вещество.  [13]

Концентрация метана ( суммы углеводородов) в первичном криптоновом концентрате может быть снижена также путем увеличения расхода концентрата, однако это может сказаться на работе оборудования для переработки концентрата и поэтому менее предпочтительно.  [14]

Рассчитывают площадь пика суммы углеводородов. Площадь пика вычисляется как произведение высоты пика на его ширину на половине высоты. Ширина пика замеряется от внешнего контура линии одной стороны до внутреннего контура линии другой стороны лупой с точностью до 0 1 мм. По калибровочному графику находят содержание органического углерода в пробе.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Определение суммы углеводородов - Справочник химика 21

    При расчете точки начала кипения жидкой водно-углеводородной смеси присутствие HjO учитывается только при определении суммы парциальных давлений р углеводородов. [c.90]

    Газоанализатор титрометрический ТГ-5 для определения суммы углеводородов Газоанализатор универсальный УГ-2 со специальным комплектом (ЗИП) [c.82]

    ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ВЫХЛОПНЫХ ГАЗАХ АВТОМОБИЛЬНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ С ПОМОЩЬЮ ПЛАМЕННО-ИОНИЗАЦИОННОГО ДЕТЕКТОРА [c.42]

    Для определения содержания непредельных углеводородов в газовых смесях применяют различные химические методы. Эти методы могут быть разделены на две группы. Первую группу составляют методы, пригодные для определения суммы всех непредельных углеводородов, содержащихся в исследуемом газе (общая непредельность). К числу этих методов относится определение общей непредельности газов с помощью бромной воды, крепкой серной кислоты, сернокислотного раствора сульфата ртути, кислых растворов нитратов серебра, ртути и натрия и методом каталитического гидрирования. [c.152]

    Для определения суммы углеводородов нефти в гидросфере широко применяют газовую хроматографию, чувствительность метода составляет 0,1 мг/л, он используется также для идентификации источника загрязнения. Это позволяет контролировать преднамеренные нефтепромысловые сбросы загрязняющих веществ и выявлять виновных. Газовую хроматографию применяют для анализа содержания нефти и нефтепродуктов в сочетании с другими методами. [c.141]

    Если можно ограничиться определением суммы углеводородов более тяжелых, чем этан, то в количестве кидкого поглотителя для углеводородов С3 и выше используют этиловый спирт, который хорошо их растворяет. Могут быть использованы для этой цели и более высокомолекулярные спирты (пропиловый и др.). Количества растворяемых в этих спиртах метана и этана будут относительно невелики, и па это необходимо вводить соответствующие поправки. [c.83]

    Обычная схема анализа предусматривает определение непредельных углеводородов по бромному или йодному числу, а суммы непредельных и ароматических —сернокислотным или криоскопиче-ским методом. По разности узнается содержание ароматических углеводородов, В предельном остатке нафтеновые и парафиновые углеводороды определяются любым физическим методом. [c.67]

    При сернокислотном определении изобутилена средняя систематическая погрешность не превышает 0,1 мл для обычных газовых смесей, встречающихся па практике дяя суммы пропилена, 71-бутилена и дивинила погрешность составляет 0,15 мл для этилена 0,1 мл. Точность определения суммы всех углеводородов 0,2 мл. [c.833]

    Из данных табл. 10 видно, что в некоторых случаях расхождения по содержанию ароматических углеводородов при использовании стандартных методов (ФИА и сернокислотного) могут быть более 2%, в то время как по сумме сульфируемых расхождения меньше. Значительная разница получается при определении непредельных углеводородов в некоторых топливах по методу ФИА и по йодному числу (намного превышающая разницу при пересчете объемных процентов в массовые). Среди действующих стандартных методов нет пока такого, который бы позволял непосредственно определить содержание только ароматических углеводородов в товарных топливах. Вероятнее всего такие методы могут быть созданы на основе газожидкостной хроматографии и спектрального анализа, [c.144]

    Метод основан на сравнении показателей преломления двух экстрактов, полученных после обработки пробы воды, и может быть использован в случаях, когда состав растворенных в воде углеводородов неизвестен и поэтому отсутствует возможность в приготовлении стандартных растворов. Точность метода при содержании определенного вещества в количестве 1 мг/л составляет 10%- Метод пригоден для определения суммы растворенное-Ь эмульгированное вещество. [c.214]

    К анализам, предназначенным для обеспечения взрывобезопасных условий эксплуатации воздухоразделительных установок, но кроме анализов на ацетилен, относятся также анализы по определению в технологических потоках индивидуальных углеводородов, сероуглерода, масла, а также суммы углеводородов согласно методикам, приведенным в табл. 2. [c.295]

    Для массовых технических определений суммы непредельных углеводородов в бутан — бутиленовой смеси применяют бромную воду. Исследуемый газ предварительно разбавляют на 50% воздухом. Для точных анализов пользуются кислым раствором сульфата ртути. [c.200]

    При исследовании какого-либо газа помимо определения редких газов всегда приходится делать общий анализ газа с определением Нз, N2, СО2, О2, НаЗ, СО и суммы углеводородов. Поэтому рекомендуется в прибор для определения гелия и аргона впускать тот остаток, который получается после общего анализа и который состоит из азота и редких газов с небольшой примесью остальных газов. [c.271]

    Суммы высот пиков, характерных для определенной группы углеводородов, служат для ее количественной оценки. Этот факт используется для установления группового углеводородного состава бензинов, керосинов, газойлей. [c.6]

    В последующих работах (1962—1965 гг.) публиковались результаты исследований по применению криоскопического метода для адсорбционного анализа нефтепродуктов. Был разработан адсорбционно-криоскопический метод определения группового состава нефтепродуктов (от бензина до тяжелых масел) с раздельным определением суммы ароматических и нормальных парафиновых углеводородов, рекомендованный нами вместо применяемого трудоемкого и менее точного анилинового метода. [c.3]

    Образец цеолита в форме таблеток или экструдата измельчают приблизительно до размера частиц крупного песка и помешают в стеклянную трубку. Перед испытанием через цеолит не менее 15 мин пропускают поток воздуха при темпера туре 540 С, затем — поток гелия, поддерживая температуру в пределах 290—510 С, чтобы обеспечить глубину превращения 10-60%. Указанную выше смесь углеводородов пропускают над катализатором с объемной скоростью 1 ч" (т.е. 1 объем углеводорода на 1 объем катализатора в 1 ч), разбавляя ее гелием до мольного отношения гелия к сумме углеводородов 4 1. Через 20 мин отбирают пробу продукта и анализируют методом газовой хроматографии с целью определения доли непревращенных углеводородов дхш каждого из двух компонентов углеводородной смеси. [c.69]

    Предназначен для полного анализа горючих, природных и искусственных газов, с раздельным определением суммы всех кислотных газов (СОг, ЗОг, НгЗ и др.) суммы всех ненасыщенных углеводородов состава СпНш кислорода окиси углерода водорода суммы всех насыщенных углеводородов состава СпНгп-ьг азота с благородными газами. [c.14]

    Определение суммы нормальных парафиновых углеводородов. [c.68]

    Криоскопический метод определения суммы ароматических углеводородов и нормальных парафиновых углеводородов в нефте- [c.69]

    В результате проведенных исследований выявлены большие преимущества криоскопического метода последовательного определения суммы ароматических углеводородов и нормальных парафиновых углеводородов в нефтепродуктах  [c.71]

    Предлагаемая методика ограничивается задачей определения таких, углеводородов, которые находятся в нефтях или конденсатах в относительно больших количествах, сумма которых составляет 90—95% всей-фракции. [c.14]

    Раздельное определение парафиновых углеводородов основан на дифференциации характеристической суммы с использованием отношений (2 71) / ол рассчитанных по масс-спектрам индивидуальных парафиновых углеводородов нормального строения. [c.91]

    Необходимо особо отметить хорошее совпадение определений суммы углеводородов, 1гмеющих третичный углеродный атом, проведенных методом хроматографии н по водородному обмену (фракция ЕЭ-1). Разли-тае в определениях, полученных этими совершеипо различными методами, составляет всего лишь 0,8%. [c.263]

    Титриметрические методы используют для определения микропримесей азота — от 510 до 510 мол. %, водорода— от 10 до 10 мол. %, кислорода— от 10 " до Ю мол. %, диоксида углерода — от 10 до 10 "мол. %, оксида углерода — от 2,0 до 10 "мол. %, суммы углеводородов — от 10 до 5 10 мол. %, сероводорода — от 5,0 до 5-10 мол. %. Методы используются также для анализа сложных газовых смесей и воздуха на содержание диоксида серы — 0,1 мол. % фосфина — от 10 до 10 мол. %, хлороводорода — от 5-10 до 10,0 мол. %, хлора — менее 2-3 мол. %. [c.920]

    Вычитая содерн ание этапа (см. ник 6, хроматограмма I) из со-дерлсання суммы углеводородов Сд (см. пик 2, хроматограмма II), получают содержание атилеиа. Полный состав газа (в % об.) рассчитывают с учетом содержания водорода (см. пик 1, хроматограмма I). Допустимые расхо/кдення для параллельных определений не должны превышать 10% от среднего арифметического сравниваемых результатов при содержании компонентов в пробе до 10% и 5% при содержании компонентов более 10%. [c.104]

    Описалпые методы позволяют определить группоиой химический состав легкой и тяжелой частей продуктов термических и термокаталитических процессов переработки нефтяного сырья. Для определения углеводородиого состава широко применяют хроматографические и спектральные методы. Так, для количественного определения ароматических углеводородов выделяют их сумму адсорбционной хроматографией, затем перегоняют с ректификацией иа узкие фракции с соответствующими пределами выкипания и определяют их спектры поглощения в ультрафиолетовой области (длины волн 210—470 ммк). По инфракрасным спектрам можно обнаружить углеводороды различных рядои по характерным полосам поглощения для групп СН3 и СНа, двойных связей и т. д. Масс-спектрометрия, применявшаяся вначале для исследования состава легких нефтепродуктов, в настоящее время используется для определеиия структуры тяжелых углеводородов и гетероциклических соединений .  [c.112]

    Одну из главных фракций органических загрязнений городского воздуха образуют токсичные ароматические углеводороды - бензол и его гомологи. По данным автора этой книги в воздухе городов бывшего СССР на их долю приходилось 30-35 % от суммы углеводородов С4-С,2 (Исидоров, 1985 1992). При определенных метеорологических условиях (высокий уровень солнечной радиации, приземные инверсии температуры) в воздухе городов и в зоне их влияния может образоваться фотохимический смог. В его состав входят еще более опасные для здоровья людей компоненты. Это озон, органические пероксиды, пероксиацилнитраты, альдегиды и кетоны, механизмы образования которых были рассмотрены в главе 4. [c.277]

    Первую гг унну составляют методы, пригодные для определения суммы всех непредельных углеводородов, содержапщхся в пссле-дуемом газе (общая ненредельность). [c.105]

    Первый способ применяют в том случае, когда требуется определить углеродное число или состав двухкомпонентной смеси предельных углеводородов. Для определения суммы предельных углеводородов применяют второй и третий способ. [c.148]

    Первый способ применяют в том случае, когда требуется определить среднее содержание углеродных атомов в молекуле предельного углеводорода или определить состав двухкомпонентной смеси предельных углеводородов. Для определения суммы предельных углеводородов применяют второй и третий способ. [c.70]

    Для оценки абсолютного содержания изопреноидных углеводородов в нефтях использовалось соотношение между суммой изопреноидных углеводородов (Сц—С25) и суммой нормальных алканов (Сю—Сзб)- Данные эти могут быть легко получены на основании хроматографического анализа. Поскольку концентрация нормальных алканов в тех же фракциях легко может быть определена путем карбамидной депарафинизации, то предлагаемый метод оценки количественного содержания изопреноидов дает возможность просто и сравнительно точно оценить как общее содержание изопреноидных углеводородов в нефтях, так и их относительное распределение. Возможное присутствие в анализируемых фракциях нафтенов не должно сильно отразиться на точности определения изопреноидных углеводородов, так как нафтены (в отличие от парафинов) представлены в нефтях очень большим числом изомеров, элюирование которых в этих условиях происходит в виде фона без четкого выделения каких-либо пиков. [c.20]

    Определение суммы ароматических углеводородов. Устанавли-в ается начальная температура кристаллизации раствора (/2) 0,3— [c.68]

    Определение суммы примесей углеводородов в инертных газах. Методами эмиссионного спектрального анализа возможно определение лишь суммы примесей углеводородных газов без их индивидуального различия. Анализ ведется по полосам СП >.4315 А или Сг5165А, которые легко появляются в любом типе разряда при наличии небольших примесей углеводородов ). Относительная чувствительность анализа 10 — %. Однако при наличии углеводородов в количестве большем 0,01 % анализ практически невозможен. Спектр излучения смеси состоит лишь из полос Сг и СП, интенсивность которых не изменяется с ростом концентрации примеси. Если в инертных газах присутствует еще и водород, определение углеводородов становится не однозначным, так как интенсивность полос Сг и СП в смеси усиливается с увеличением концентрации примеси водорода. Практически [c.189]

    По значению показателя преломления микрофракций определяют границу конца вымывания углеводородов с примесью слабополярных гетероатомных соединений, и начала выхода полярных гетероатомных соединений, возможно с примесью высркоцикличных ароматических углеводородов. По определенной границе вычисляют выходы суммы углеводородов (и слабополярных соединений серы) и отдельно — суммы по- [c.49]

    Все менее и менее удовлетворяют производственников данные, по.лучаемые на приборе ВТИ и установках с применением низкотемпературной ректификации. Прибор ВТИ обладает малой чувствительностью (0,3—0,5%) и позволяет определять. лишь сумма )-ное содержание углеводородов. При анализе на приборах для низко-темнературной ректификации (например, на приборе ЦИАТ11М-51) расходуется около 5—15 л газа и требуется ирименрттие низких температур. Продолжительность анализа велика (6—8 час.). Кроме того, для определения непредельных углеводородов, а также водорода, окиси углерода, азота и метана необходимы дополнительп]>1е анализы на приборе, основанном на каком-либо другом принципе. [c.6]

    Этот принцип был использован для разработки полумикрометодов количественного определения ароматических углеводородов и суммы последних с непределышми в нефтяных продуктах, а также несульфирую-щихся примесей в а]50матических. Сущность методов вкратце излагается ниже. Более подробное описание дано в отдельных статьях [И, 12, 13, 14]. [c.114]

    Экспериментальная проверка иоказала [13], что описанный метод дает возможность производить количественное определение ароматических углеводородов в бензинах, керосинах и дизельных топливах (газойлях) со средней точностью 0,6% по отношению к испытуемому нефтепродукту. Для анализа берется 0,2—0,5 мл испытуемого продукта. Аналогичным методом и с такой же точностью можно производить также количественное определение суммы ароматических углеводородов с непредельными [14]. В этом случае вместо серной кислоты применяется раствор фосфорного ангидрида в 99%-ной серной кислоте. [c.115]

    К недостаткам нужно отнести, например, желательность, а во многих случаях и необходимость определения молекулярного веса анализируемых образцов. Однако самым существенным недостатком метода является невозможность после определения суммы ароматических и непредельных углеводо]зодов производить анализ метано-нафтеновой части смеси. Это приводит к тому, что становится невозможным использовать те большие преимущества, которые могло бы дать сочетание двух методов апализа — избирательного гидрирования непредельных углеводородов и криоскопического метода определения суммы непредельных и ароматических углеводородов. [c.415]

chem21.info

Сумма - углеводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Сумма - углеводород

Cтраница 2

Анализатор для определения суммы углеводородов, метана и суммы углеводородов за вычетом метана в атмосферном воздухе / / Сб.  [16]

Бензин определяют в виде суммы углеводородов 4 - С9, которые на хроматограмме выходят одним пиком. Измеряют площади пика бензина на хроматограмме и по градуировочному графику находят его содержание в пробе.  [17]

Если можно ограничиться определением суммы углеводородов более тяжелых, чем этан, то в количестве жидкого поглотителя для углеводородов С3 и выше используют этиловый спирт, который хорошо их растворяет. Количества растворяемых в этих спиртах метана и этана будут относительно невелики, и на это необходимо вводить соответствующие поправки.  [18]

Бензин определяют в виде суммы углеводородов С - Сд, которые на хроматограмме выходят одним пиком. Измеряют площади пика бензина на хроматограмме и по градуировочному графику находят его содержание в пробе.  [19]

Неоднократно делались попытки установить ПДС суммы углеводородов в жидком кислороде из конденсаторов блоков разделения воздуха аналогично тому, как это установлено для криптонового концентрата. Следует отметить, что действующая норма суммарного содержания углеводородов в криптоновом концентрате может гарантировать безопасную работу только в том случае, если в эту сумму входят углеводороды, хорошо растворимые в жидком кислороде. Эта норма установлена, исходя из условий безопасности для гомогенной смеси жидкого кислорода с растворенными в нем углеводородами.  [20]

С увеличением расхода абсорбента концентрация суммы углеводородов С5 высш. При дальнейшем увеличении расхода абсорбента концентрация этой гаммы углеводородов в газе не изменяется.  [22]

Нами разработана методика газохроматографического определения суммы углеводородов в выбросах в атмосферу с малотоннажных установок 703 и лабораторных установок института.  [23]

Отечественный автоматический газоанализатор для контроля суммы углеводородов ( без метана) в атмосферном воздухе 623tffi - f 2 основан на пламеЕно - ггонизациошгам методе анализа. Он может работать в станции ACKSA - Г и автономно.  [24]

Это дает возможность при анализе суммы углеводородов показания прибора выражать в эквивалентном количестве одного контрольного вещества, например метана или пропана.  [26]

В одной части исследуемого воздуха определяют сумму углеводородов - ацетилен, моновинилацетилен и дивинилацетилен, в другой - дивинилацетилен, в третьей - ацетилен.  [27]

Предназначен для раздельного определения двуокиси углерода и суммы углеводородов и окиси углерода в кислороде или кислородосодержащих газах, а также в инертных газах.  [28]

Предназначен для раздельного определения двуокиси углерода и суммы углеводородов и окиси углерода в кислороде или кислородсодержащих газах, а также в инертных газах.  [29]

Следует отметить, что средние эмпирические формулы суммы углеводородов всех битумов показывают принадлежность к одному и тому же гомологическому ряду CnH n - ie при п 30 - 49, а для суммы смол СпН2п з8 при п78 - 88, что указывает на возможность получения битумов близкого состава из всех нефтей при различных технологических способах и разном исходном сырье. Химический состав асфальтенов несколько колеблется для битумов разных нефтей, однако еще большее различие, как было показано выше, наблюдается в составе асфальтенов, полученных из одной и той же нефти, но по различной технологии.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Сумма - углеводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Сумма - углеводород

Cтраница 3

Газоанализатор типа 623 ИН-02 предназначен для определения суммы углеводородов, метана и суммы углеводородов за вычетом метана в атмосферном воздухе. В газоанализаторе одновременно работают два пламенно-ионизационных датчика. Поток анализируемого воздуха делится на две равные части. На один датчик, регистрирующий общую сумму углеводородов, анализируемый воздух поступает без изменения. Другая часть потока проходит через устройство разделения углеводородов, в котором происходит отделение метана от остальных углеводородов. Второй датчик регистрирует только метан. Значение концентрации суммы углеводородов за вычетом метана получается как электрическая разность сигналов датчиков.  [31]

Рассматриваются виды потерь нефти из сырьевых резервуаров; сумма углеводородов, выделяющихся при окончательной сепарации нефти, ее кипении в резервуаре; углеводородов, составляющих окклюдированный газ; углеводородов, испаряющихся из резервуаров со свободной поверхности жидкости и другие виды потерь. Приведено описание конструкции резервуара, которая позволяет уменьшить потери углеводородов за счет сокращения процессов кипения продукции в резервуаре и за счет снижения интенсивности процессов испарения нефти.  [32]

Мс и My - молекулярные массы сырья и суммы углеводородов - продуктов.  [33]

Анализатор для определения суммы углеводородов, метана и суммы углеводородов за вычетом метана в атмосферном воздухе / / Сб.  [34]

В случае анализа многокомпонентных смесей определение сожжением дает сумму углеводородов, а не раздельное их определение. Определяемое при этом расчетным путем число п характеризует среднее количество атомов углерода для компонентов, составляющих анализируемую смесь.  [35]

Применительно к озокеритовым рудам это значит, что содержание всей суммы углеводородов должно быть в пределах 10 - 15 % объемы.  [36]

Площадь его пика устанавливают по разности между площадями пиков всей суммы углеводородов и парафинового. Веществом сравнения служил 2-хлор-пропан, который не абсорбируется в колонке с серной кислотой.  [37]

С помощью этих приборов контролируется в атмосферном воздухе не только сумма углеводородов, но и раздельно определяется содержание метана и неметановых углеводородов.  [38]

Сопутствующие примеси удаляются с помощью специальных фильтров, газоанализатор на сумму углеводородов, работающий по пламенно-ионизационному принципу.  [39]

В последнее время за рубежом разработан ряд газоанализаторов, позволяющих определять сумму реакционных углеводородов за вычетом метана или же содержание ненасыщенных углеводородов. Такие газоанализаторы включают устройства для отделения метана от общей суммы углеводородов.  [40]

Газоанализатор типа 623 ИН-02 предназначен для определения суммы углеводородов, метана и суммы углеводородов за вычетом метана в атмосферном воздухе. В газоанализаторе одновременно работают два пламенно-ионизационных датчика. Поток анализируемого воздуха делится на две равные части. На один датчик, регистрирующий общую сумму углеводородов, анализируемый воздух поступает без изменения. Другая часть потока проходит через устройство разделения углеводородов, в котором происходит отделение метана от остальных углеводородов. Второй датчик регистрирует только метан. Значение концентрации суммы углеводородов за вычетом метана получается как электрическая разность сигналов датчиков.  [41]

Содержание н-парафиновых углеводородов в маслах незначительно: 5 - 8 % на сумму углеводородов и 3 5 - 5 % на исходный экстракт.  [42]

Представляет большой интерес характер изменения концентрации фракций Ф-1, Ф-2, а также суммы углеводородов ( С5 высш.  [43]

На рис. 39, /, показана принципиальная схема динамики степени разведанности АНР суммы углеводородов по мере увеличения длительности ( Т) периода интенсивной разведки нефти и газа. Поиски и разведка месторождений нефти и газа обычно становятся интенсивными лишь в том случае, если открываются достаточно крупные ( в масштабах данного района или страны) месторождения.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Химическая природа углеводородов нефтей Сахалина

из "Нефти Сахалина"

Исследовались нефти, принадлежащие к месторождения.м, расположенным в северо-восточной части острова Сахалина. Они приурочены к третичным отложениям, представленным породами дагинской, окобыкайской и нутовской свит. Общим для больщинства нефтей северной и центральной групп является их небольщой удельный вес, высокое содержание бензина, низкое содержание серы и преобладание нафтенов в дистиллятной части. [c.198] С помощью масс-спектрометрического метода по схеме ВНИИНП проведен анализ бензино-лигроиновых фракций, выкипающих в интервале 50—200° С, 48 нефтей следующих месторождений Восточно-Эхабинского (I и П площади), Эхабинского, Паромайского и Тунгорского. Наряду с общим содержанием парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов установлено распределение нафтеновых и ароматических углеводородов по группам состава от Сб до С12. [c.198] Исследованные бензино-лигроиновые фракции характеризуются преобладанием нафтеновых углеводородов. По данным масс-спектрометрического анализа, содержание нафтенов в них составляет 53,3%, парафинов 29,1% и ароматических углеводородов 17,6%. Наиболее богаты нафтенами бензино-лигроиновые фракции эхабинских и восточно-эхабинских нефтей, парафинами— эти же фракции паромайских и тунгорских нефтей и ароматическими углеводородами — фракции тунгорской нефти. [c.198] Содержание углеводородов крайне неравномерно, основная часть их состоит из групп состава С , s и Сд. [c.198] Закономерных изменений в содержании групп нафтеновых и ароматических углеводородов состава Се—С12 по геологическому разрезу в залежах не наблюдается. [c.198] Ускоренный метод дает возможность получить массовые данные и расшифровать индивидуальный состав ароматической части нефтяных фракций, перегоняющихся в интервале 50—200° С, а также определить групповой углеводородный состав и содержание асфальтено-смолистых веществ в остатке, выкипающем выше 200° С. [c.199] В основу метода положен принцип предварительного упрощения состава исследуемых фракций. Для упрощения состава бензино-лигроиновых фракций использованы точная ректификация и жидкостная адсорбционная хроматография с последующим анализом фракций с помощью газо-жидкостной хроматографии. С этой целью применены конструкции безнасадочной колонки для ректификации 1—3 мл пробы и установки для жидкостной адсорбционной хроматографии пробы объемохм 0,5—2 мл. Для газожидкостной хроматографии был изготовлен сдвоенный хроматограф эффективностью 8000 т.т., рассчитанный на работу при температуре до 150° С. В качестве фазы в колонке с наполнителем длиной 16 м служила иолиметилфенилсилоксановая жидкость. Абсолютная ошибка при анализе на хроматографе смесей углеводородов Сб—Сд находилась в пределах —1,1+ 0,8%, относительная ошибка — в пределах 0,0—5,8%. Расхождение результатов в параллельных опытах при анализе нефтяных фракций, выкипающих в интервале 100—175°С, найдено равным в среднем 0,2% и не превышало 0,6% (считая на фракцию 50—200°С). [c.199] На основании сопоставления результатов качественного анализа узких нефтяных фракций с помощью комбинационного рассеяния света и газо-жидкостной хроматографии установлено, что для определения индивидуального углеводородного состава дез-ароматизированных нефтяных фракций, выкипающих до 150° С, на колонках для газо-жидкостной хроматографии средней эффективности (порядка 8000 т.т.) необходимо анализировать узкие фракции с температурным интервалом, соответствующим кривой оазгонки. [c.199] Всего идентифицировано 170 углеводородов (не считая некоторых стереоизомеров), в том числе 148 парафиновых и нафтеновых и 22 ароматических. Кроме этого, обнаружены 22 группы неидентифицированных углеводородов, выкипающих около 200 С и выше. Из этого числа 11 групп приходится на долю насыщенных углеводородов и 11 — на долю ароматических. [c.200] Химическая природа углеводородов исследованных бензино-лигроиновых фракций сахалинских нефтей различается незначительно. Большая разница наблюдается в групповом химическом составе бензинов отдельных месторождений, чем в соотнощениях индивидуальных углеводородов и структурных групп. При переходе к фракциям, выкипающим выше 150° С, в пределах 150— 200°С, разница в индивидуальном и структурно-групповом составе этих фракций для пластов одного месторождения нивелируется и различие в составе фракций нефтей разных месторождений уменьшается. Ароматическая часть углеводородов при этом различается в меньшей степени, чем парафино-нафтеновая. [c.200] Парафиновые углеводороды бензино-лигроиновых фракций имеют преимущественно разветвленную форму. Содержание парафинов разветвленного строения более чем в два раза превышает содержание парафинов нормального строения. Найдены все 6 известных в исследованном температурном интервале парафиновых углеводородов нормального строения — от н-гексана до н-ундекана. [c.200] Парафиновые углеводороды разветвленного строения, представляющие собой метильные и этильные производные н-бутана, н-пентана, н-гексана, н-гептана и н-октана, найдены в количестве 71. Среди изопарафинов обнаружены углеводороды с четырьмя боковыми цепочками в молекуле, в том числе с двумя четвертичными атомами, являющиеся тетраметильным производными н-пентана и н-гексаиа. [c.200] Циклические углеводороды бензино-лигроиновых фракций состоят преимущественно из однокольчатых соединений с короткими боковым цепочками. Из числа бициклических соединений найден декалин цис- и гракс-стереоизомеры), а также пергидриндан и гидринден, представляющие определенный интерес как возможная переходная форма в процессе изменения нефтяных углеводородов в природе. [c.200] Цикланы, обнаруженные в исследованных бензино-лигроиновых фракциях, состоят из углеводородов циклотентанового, циклогексанового, циклогептанового и декалинового рядов. [c.200] Парафиновые и циклопентановые углеводороды состоят в основном из производных с двумя и тремя боковыми цепочками циклогексановые и ароматические углеводороды содержат в основном один или два заместителя. Нафтеновые углеводороды имеют не более четырех заместителей, представляющих собой алкильные радикалы преимущественно нормального строения, содержащие до пяти атомов углерода. В эхабинском бензине на 1ден геЖ Двухзамещенный циклан—1,1,3,3-тетраметил-циклогексан. В боковых цепочках изопарафиновых, циклопентановых и циклогексановых углеводородов третичный атом углерода преобладает над четвертичным. С увеличением длины алкильного радикала в циклических углеводородах уменьшается их содержание в бензине. [c.201] Бензино-лигроиновые фракции сахалинских нефтей характеризуются высоким содержанием легких ароматических углеводородов Сб—Св, составляющих для исследованных нефтей северной и центральной групп в среднем 7,1% (66%, считая на сумму ароматических углеводородов). Эти углеводороды располагаются в следующий ряд (в порядке уменьшения содержания) толуол, ж- и п-ксилолы (сумма), этилбензол, о-ксилол, бензол. Наиболее высокое содержание толуола найдено в паромайской нефти —5,1%, считая на фракцию 50—200° С, или 2,08%, считая на нефть, и и -ксилолов (сумма) —в паромайской нефти 3,6%, считая на фракцию 50—200° С, или 1,85%, считая на нефть. [c.201] Ароматические углеводороды состава Сд и Сю, найденные в бензино-лигроиновых фракциях можно расположить в следующий ряд (в порядке уменьшения содержания) метилэтилбензолы, триметилбензолы, изопропилбензол, диэтилбензолы, гидринден, н-пропилбензол, -зтор-бутилбензол, тетраметилбензолы. Изопропилбензол, 1,2,4-триметилбензол и 1,2,4,5-тетраметилбензол содержатся в большей концентрации, чем, соответственно, н-пропилбензол, 1,2,3-триметилбензол и 1,2,3,5-тетраметилбен-зол. [c.201] Бензины нефтей эхабинской и паромайской групп различаются как по индивидуальному углеводородному составу (с качественной и количественной стороны), так и ло распределению углеводородов по группам с различным числом углеродных атомов и алкильных радикалов. Это обстоятельство находится в соответствии с гипотезой, относящей эхабинские н паромайские нефти к разным генетическим типам. [c.202] Различие в углеводородном составе бензиновых фракций нефтей верхних и нижних пластов как в Эхабинском, так и в Паромайском месторождениях, свидетельствует об определенной роли вертикальной миграции в формировании нефтей этих месторождений. [c.202] На примере бензино-лигроиновых фракций нефтей из 40 скважин Восточно-Эхабинского и Паромайского месторождений замечен противоположный характер изменения группового состава парафиновых и нафтеновых углеводородов, что свидетельствует об определенной генетической связи между углеводородами этих классов. [c.202]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Сумма - углеводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Сумма - углеводород

Cтраница 4

Вычитая содержание этапа ( см. пик 6, хроматограмма I) из содержания суммы углеводородов С2 ( см. пик 2, хроматограмма II), получают содержание этилена.  [46]

На установках, не предназначенных для получения первичного криптонового концентрата, концентрацию метана или сумму углеводородов не определяют.  [47]

Основным параметром, определяющим безопасность работы блоков вторичного концентрирования криптона ( БВК), является концентрация суммы углеводородов в жидкости испарителя БВК. Если эта концентрация превышает 100 мг - С / дм3 жидкости, то необходимо увеличить отбор продукта и отбирать пробы на анализ через два часа, пока концентрация не снизится до нормы.  [48]

Математическое описание каталитического крекинга в движущемся слое использовано для определения режимов действующей установки, максимизирующих выходы бензина и суммы светлых углеводородов.  [50]

На всех технологических установках НПЗ имеет место комбинированный характер воздействия химического фактора, основным и постоянным компонентом которого является сумма углеводородов.  [51]

На установках с одним вводом жидкости в криптоновую колонну КтК - 35 - 3 при повышенных концентрациях метана ( суммы углеводородов) необходимо сбросить в регенераторы пар, выходящий из конденсаторов криптоновой колонны.  [52]

На этих глубинах доля газа в общемировых его ресурсах составляет всего около 8 %, а в целом по сумме углеводородов здесь находится лишь 3 % всех ресурсов.  [53]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Определение углеводородов нефти - Справочник химика 21

    Некоторые жидкие углеводороды (нефть, мазуты и растворимые в воде жидкости) практически не накапливают электростатических зарядов, так как обладают высокой электропроводностью. Все другие нефтепродукты и сжиженные углеводородные газы обладают высоким электрическим сопротивлением и в определенных условиях накапливают значительный заряд. Особенно большое влияние на электризуемость жидких углеводородов оказывает влажность воздуха, изменение которой может резко исказить данные об оценке склонности их к электризации (табл. 8). [c.150]     Способ перегонки нефти, отнесенный ко второй группе [26], состоит в том, что в перегоняемый образец нефти добавляют перед нагревом определенное количество метанола, который образует азеотропную смесь с углеводородами нефти, кипящими в интервале 70-120 °С (температура кипения азеотропной смеси 63 °С). Этот способ мало распространен, и его применение связано с низкотемпературным получением топлив, содержащих метиловый спирт. [c.58]

    Определение углеводородов нефти [c.329]

    Раздельное определение углеводородов нефти и нафтеновых (а также сульфонафтеновых) кислот [c.256]

    Изучение состава нефтей и нефтяных дестиллатов затрудняется их сложностью и трудностью выделения из смесей многочисленных отдельных (индивидуальных) углеводородов. Помимо углеводородов нефти содержат кислородные и другие соединения, что еще в большей степени усложняет их исследование. Кроме того, при переработке нефтяного сырья образуется много новых углеводородов, не встречающихся в сырых нефтях. Предстоит выполнить еще значительную работу с целью определения строения сложных углеводородов и внесения большей ясности в существующие представления о химических превращениях их. [c.13]

    Описанный метод может быть применен также для определения сероводорода в нефти. Для этого в приборе перед реакционной трубкой помещается так называемая колонка предварительной отгонки, на которой задерживаются тяжелые углеводороды нефти, а растворенные газы и содержащийся в них сероводород продуваются воздухом в реакционную трубку с силикагелем № 3, обработанным уксуснокислым свинцом и содержащим 35% воды. [c.259]

    Как уже было указано выше, разделение нефти на индивидуальные углеводороды и другие соединения возможно лишь для низкокипящих фракций от бензинов до легких газойлей. Вследствие огромного числа составных частей более тяжелые фракции не могут быть разделены на индивидуальные компоненты существующими аналитическими методами. Поэтому разделение и определение классов углеводородов нефти так же важны, как и разделение и идентификация индивидуальных углеводородов, в особенности для высокомолекулярных нефтяных фракций. [c.24]

    Прочие способы. Очень точное определение производится по Родману, рекомендующему особый прибор с приемниками, охлаждаемыми жидким воздухом. Перегонка нефти при этом производится в вакууме. По новому методу опытной лаборатории Вестингауза определение воды производится конденсацией ее пара в и-образных трубках, опущенных в кидкий воздух. Но так как при этом, кроме воды, в них могут конденсироваться не только пары легких углеводородов нефти, но и растворимые в ней газы, конденсат испаряют через трубки с фосфорным ангидридом, не поглощающим нефтяных паров. [c.36]

    Реликтовые углеводороды интересны еще и тем, что они являются источником образования определенной части глубоко преобразованных углеводородов нефтей и таким образом облегчают исследование этой трудно анализируемой части нефти. [c.10]

    Относительно простой состав метилзамещенных алканов в нефтях группы позволил провести качественное и количественное определения углеводородов этого типа и в более высококинящих фракциях. В работе [13] сообщалось об определении этих углеводородов методом ГЖХ с использованием высокоэффективных капиллярных колонок. Метилзамещенные алканы большой молекулярной массы определялись методом молекулярной масс-спектрометрии [14]. Ти- [c.49]

    Сразу же после этих первых работ последовали многочисленные определения углеводородов ряда гопана в нефтях, углях, сланцах, рассеянном органическом веществе земной коры и пр. В результате было показано, что углеводороды этого ряда поистине вездесущи[49]. [c.130]

    Метод гомогенного восстановления оксидов азота аммиаком для очистки газов от оксидов азота в производстве химических продуктоа из углеводородов нефти п газа запатентован во Фран-плш. Он основан на селективном восстановлснии оксидов азота аммиаком в газовой фазе при отсутствии катализаторов и строго определенной температуре (920—970°С). [c.67]

    В настоящее время доказано, что основными природными органическими веществами, играющими важную роль в образовании углеводородов нефтей, являются водоросли, бактерии (особенно липиды их клеточных мембран), фито- и зоопланктон, а также высшие растения [1). Уже указывалось, что в процессах нефтеобразования основную роль играют липидные составляющие. Хотя в общем липидная часть всего растительного мира по своему составу достаточно однородна, т. е. представлена набором близких по типу строения молекул, все же существуют определенные вариации, позволяющие иногда определять преимущественное участие в образовании данной нефти тех или иных исходных веществ. [c.179]

    В этой главе основное внимание было уделено реакциям образования углеводородов нефтей, протекающим по карбоний-ионному механизму. Однако имеются предположения о том, что превращения биоорганических молекул в нефтяные углеводороды протекают также и с участием свободных радикалов, в образовании которых определенную роль играет перестройка кристаллической решетки вмещающих пород. Свободнорадикальный механизм преобразования рассеянного органического вещества позволяет снизить вероятную температуру нефтеобразования до значений 20—50° С, что имеет немаловажное значение для построения различных генетических корреляций. Более подробно эти вопросы рассмотрены в монографии Галимова [47]. [c.212]

    Безусловно, в распределении изомерных углеводородов нефтей имеются определенные тенденции к достижению равновесия, так как сами процессы генезиса нефти направлены в сторону образования термодинамически более устойчивых структур. В то же время полного равновесия среди нефтяных углеводородов не существует. Сложная, многокомпонентная система углеводородов, называемая нефтью, находится лишь на пути к достижению пол-лого состояния равновесия. При этом одни изомеры уже достигли его, другие же находятся в концентрациях, весьма далеких от равновесия. Поэтому в нефтях наблюдается лишь преобладание термодинамически более устойчивых структур (изомеров), однако полного достижения равновесия нет. [c.349]

    Рас. 58. График для определения теплоты сгорания жидких углеводородов нефти. [c.205]

    Изучение поведения различных структурных групп предельных высокомолекулярных углеводородов в условиях жидкофазной дегидрогенизации в присутствии платины, отложенной на угле и пассивированной железом, показало следующее. Метод избирательной каталитической дегидрогенизации в жидкой фазе может успешно применяться при исследовании фракций предельных высокомолекулярных углеводородов нефти гибридного строения с целью определения содержания в их молекулах числа изолированных и конденсированных гексаметиленовых колец. При отсутствии в молекуле исследуемого углеводорода пентаметиленовых колец ошибка не превышает +2%, а при наличии пятичленных колец +6%. [c.218]

    При газовой съемке отбирают пробы газов с глубин от 2—3 м и до 20—50 м в зависимости от геологических условий. Отбирают пробы пород и вод, которые затем дегазируют. Проводится микроанализ газов для определения углеводородов. Над нефтяным или газовым месторождением наблюдаются при этом повышенные концентрации углеводородных газов. Получается, как говорят, газовая аномалия. Интенсивность миграции газов из залежей может быть небольшой из-за очень плохой проницаемости покрывающих пород и быстрого рассеяния газов и верхних рыхлых слоев. Концентрации мигрирующих газов могут быть при этом столь незначительными, что газовую аномалию выявить не удается. В таких случаях следует проводить отбор проб с более значительных глубин. С глубин 20—50 м или более отбирают пробы газа или пород и подземных вод, из которых затем извлекают газ и подвергают микроанализу на углеводороды. Такой способ называют глубинной газовой съемкой. Выявленная газовая аномалия свидетельствует о наличии в толще пород нефтегазовой залежи. На рис. 41 приведены примеры газовых аномалий. Ряд газовых аномалий подтвердился последующим открытием новых месторождений нефти и газа. [c.92]

    Что же касается определений углеводородов в органическом веществе нефтематеринских пород, то получают величины содержания лишь оставшихся высокомолекулярных углеводородов. Сколько же образовалось нефти и газа в этих породах и мигрировало, по этим данным точно сказать нельзя. [c.164]

    Определение содержания каждого из многочисленных углеводородов нефти связано с большими затруднениями. Поэтому при исследовании состава нефти ее прежде всего подразделяют на фракции, отличающиеся по температурам выкипания. Бензино-лигроиновая фракция выкипает из нефти при температуре от нескольких десятков градусов до 200° С, керосино-газойлевая — от 200 до. 300 С, соляровая — от 300 до 350° С. После этого остается мазут. [c.239]

    В соответствии с инструкцией МОРПОЛА 73/78 суммарное определение углеводородов нефти в судовых сточных водах должно осуществляться методом газовой хроматографии с ИК-фотометрическим окончанием в случае необходимости. На основании данного нормативного документа разработана методика 150 9377-2. Однако она не может быть применена в исходном варианте и нуждается в совершенствовании, так как часть указанного в ней приборного обеспечения поставляется ограниченно или вообще отсутствует на российском рынке. Поэтому на основании методики 180 была разработана новая методика определения нефтепродуктов в сточных водах, в которой вместо капиллярной колонки использовалась насадочная колонка длиной 3 м и внутренним диаметром 3 мм, наполненная хроматоном с иммобилизованной на нем подвижной фазой ОУ-1. При этом требования по чувствительности определения соблюдены, причем, использование надежной, селективной колонки позволило упростить операции по пробоподготовке, а также исключить необходимость использования предколонки. [c.133]

    Эффективность производства органических продуктов в нефтехггмической промышленности характеризуют нефтяным эквивалентом (н. э.), т. е. суммой энергетических и сырьевых (в том числе углеводородов) затрат на всех стадиях производства продукта, эквивалентных по теплотворной способности определенному количеству нефти (теплотворная способность нефти- 10 000 ккал/кг). Нефтяной эквивалент для производства 1 т этилена и пропилена — 2,6—3,6, бензола и толуола — [c.149]

    Данные, опубликованные Чарлетом и др., а также Лиллардом и др., убедительно свидетельствуют о том, что по крайней мере у ароматических углеводородов в высококипящих нефтяных продуктах преобладают конденсированные структуры. В настоящее время нельзя сделать определенных выводов о структуре имеющихся в нефти высокомолекулярных циклопарафиновых углеводородов. Предположение о конденсированной структуре полициклических циклопарафиновых углеводородов нефти, принятое многими авторами, представляется вероятным, но не окончательным. Поглощение в инфракрасной области спектра при 10,4 //, часто наблюдав-3  [c.35]

    Вместе с тем накопленный фактический материал позиолил выявить определенные зависимости между свойствами и глубиной залгенезисом нефти в условиях Апшерон-ского полуострова. При сопоставлении свойств всех пластовых нефтей каждого месторождения установлено, что в пределах одного отдела нродуктивной толщи принципиальной разницы в свойствах индивидуальных нефтей нет. В то же время по каждому месторождению нефти верхнего отдела продуктивной толщи отличаются от нефтей нижнего отдела, особенно по соотношению нафтеновых и парафиновых углеводородов. Нефти при переходе от верхнего отдела к нижнему характеризуются резким повышением вязкости, смолистости и способности к коксованию. Нефти верхнего отдела содержат больше светлых фракций, а в составе последних — больше нафтеновых и меньше ароматических и парафиновых углеводородов. Такая тенденция прослеживалась в нефтях всех основных месторождений Апшерона (Сураханского, Ка-линского, Балаханского, Карачухурского и др.). [c.8]

    На первый взгляд может показаться, что в изомерных углеводородах нефтей категории А имеются соотношения (для углеводородов одной степени замещения), близкие к равновесным. Однако вопрос этот решается далеко не так просто. Безусловно, в распределении изомерных углеводородов нефтей имеются определенные тенденции к достижению равновесия. Настоящее равновесие среди изомеров не имеет места. В нефтях может лишь наблюдаться преобладание термодинамически устойчивых структур. Наиболее приближены к состоянию равновесия некоторые метилалканы и диметилалканы [4]. Однако и в данном случае кажущееся равновесие между монометилалка-пами обусловлено главным образом термодинамическим контролем механизма образования ряда изомеров, а не реальным достижением состояния равновесия (подробности об этом см. в главе 5). [c.44]

    Качественное и количественное определение в нефтях (фракция 200—250° С) адамантанов стало значительно более надежным после разработки специального метода — гидрокрекинга, в процессе которого углеводороды неадамантановой структуры претерпевают деструкцию, в то время как адамантан и его гомологи остаются неизмененными [18]. [c.102]

    Безусловно, что состав исходной биомассы и геохимические условия ее преобразования не могли не отразиться на составе углеводородов нефтей. Более того, для каждого бассейна осадконакопления, давшего затем начало тел1 или иным месторождениям нефти, свойствен свой характерный набор некоторых исходных соединений, а следовательно, и некоторых конечных нефтяных углеводородов. Особенности состава исходного органического вещества данного региона представляют собой ценнейшую информацию, используемую для разведки нефтяных месторождений, для взаимной корреляции нефтей в залежах, для определения источников образования нефтей. [c.252]

    Достигнутые в последние годы успехи в определении состава и строения углеводородов нефти несомненны. Об этом свидетельствуют хотя бы внушительные цифры, характеризующие число углеводородов, идентифицированных в нефтях (свыше 700). Неизмеримо возросла также сложность решаемых задач. Достаточно напомнить хотя бы работы, связанные с определением пространственного строения изостеранов, кстати, впервые открытых именно в нефтях. Это не единственный пример того, когда новый тип углеводородов обнаруживается впервые в нефтях. Так было, например, 50 лет назад с ада-мантаном — углеводородом, на основе которого возникло новое оригинальное научное направление — химия полиэдранов. [c.259]

    Если суммировать результаты последований индивидуального состава углеводородов нефти, то к нзстоящему времени число выделенных или с несомненностью определенных составляет свыше 600. Наиболее изучены нормальные алканы. [c.106]

    Согласно принятому нами ранее определению [1], к высокомолекулярным веществам нефти мы относим ту ее часть, для которой характерен молекулярный вес выше 400 и которая содержит остаточную часть после отгонки фракции до 350—400° С. Эта часть нефти в случае легких нефтей составляет 30—35%, тогда как в тяжелых высокосмолистых нефтях содержание ее достигает 60% и более. Компонентный состав ее включает углеводородную и неуглеводородную, или гетероатомную, части. Соотношение этих компонентов в сильной степени зависит от химической природы нефтей и колеблется в довольно широких пределах. В нефтях легких и средних, особенно нафтенового и нафтеново-парафинового основания, резко преобладает углеводородная часть, в тяжелых же, высокосмолистых, нефтях ароматического основания неуглеводородные компоненты составляют половину и больше остаточной части нефти. Углеводородные компоненты составляют наиболее легкую часть, молекулярный вес которой колеблется в пределах 400—800, и лишь небольшая ее часть характеризуется более высоким молекулярным весом. Среди высокомолекулярных углеводородов нефти резко преобладают структуры гибридного, или смешанного, типа, в молекулах которых присутствуют одновременно структурные звенья разного типа ароматические, нафтеновые и алифатические. Из высокомолекулярных углеводородных компонентов негибридного строения в остаточной части присутствуют лишь парафиновые углеводороды. С повышением молекулярного веса углеводородов повышается содержание в них циклических структур, преимущественно ароматических, а также степень копденспрованности последних. [c.20]

    Прошедшее с тех пор время внесло, конечно, весьма существенные изменения в общую картину состояния проблемы. Сильно увеличилось число исследований в области высокомолекулярных соединений нефти и расширилась их география. Значительно расширился набор экспериментальных методов разделения этих веществ на основные компоненты и анализа их элементного состава и химического строения. Унифицированы и стандартизованы методики, аппаратура и материалы, применяемые при исследовании высокомолекулярных компонентов нефти, что делает результаты более надежными, воспроизводимыми и сопоставимыми. Накоплен большой экспериментальный аналитический материал по свойствам и элементному составу неуглеводородных -Компонентов и высокомолекулярных углеводородов нефти, что позволяет сделать некоторые обобщения по элементному составу этих составляющих компонентов нефти. К сожалению, имеются серьезные расхождения по содержанию в неуглеводородных компонентах нефти такого важного элемента, как кислород, который обычно определяют по разности. Противоречия имеются и в данных по содержанию металлов (вероятно, из-за недостаточной унификации методов их определения). По-прежнему объектами исследования чаще всего служат высокомолекулярные соединения тяжелых нефтяных остатков, т. е. продукты, подвергавшиеся длительному высокотемпературному воздействию в процессах переработки и, следовательно, претерпевшие более или менее глубокие химические изменения. Особенно сильным изменениям подвергается неуглеводородная, т. е. смолисто-асфальтеновая, часть. Соединения же эти в неизменном состоянии, выделяемые из сырых нефтей и природных асфальтов в условиях, исключающих их химические изменения, изучены значительно слабее. Экспериментальных данных, позволяющих надежно и с достаточной полнотой оценить характер химических превращений высокомолекулярных компонентов нефтей в процессах высокотем- [c.44]

    Опыты проводились в тех же условиях, т. е. при температуре-315—320 С, в жидкой фазе и с применением в качестве катализатора платины на угле, приготовленной по описанной в литературе-рецептуре [78]. Дегидрогенизации подвергались жидкие парафиновоциклопарафиновые углеводороды, не образующие кристаллических комплексов с тиокарбамидом и выделенные из высокомолекулярной предельной части ромашкинской нефти. Процесс осуществлялся в три стадии при общей продолжительности 30 ч по следующей методике исходную фракцию высокомолекулярных предельных углеводородов нефти нагревали 10 ч с 15—20% катализатора. Количество выделявшегося газа измеряли через определенные промежутки времени (первая стадия) жидкие продукты реакции отделяли от катализатора и подвергали хроматографическому разделению. Во второй стадии при тех же условиях дегидрировали предельные углеводороды, выделенные из катализата первой стадии. Жидкие продукты реакции снова подвергали хроматографическому разделению , на третью стадию дегидрогенизации брали только предельную часть, [c.219]

    Здесь уместно отметить, что утверждение Квптковского и Петрова [124] о полной непригодности методов структурно-группового анализа для исследования нефтяных высокомолекулярных углеводородов, содержащих ароматические структуры, слишком категорично и недостаточно мотивировано. Их расчеты проведены на примерах сравнительно простых двойных и тройных смесей из синтетических углеродов, не вполне моделирующих сложные многокомпонентные -системы, какими являются даже узкие фракции высокомолекулярных углеводородов нефти. Известно, что чем сильнее отклоняется явление по своим характеристикам от средних значений, тем реже оно повторяется. Во всяком случае, пока нет более точных методов определения строения сложных гибридных структур высокомолекулярных углеводородов нефти, структурно-групповыми методами анализа следует пользоваться, даже если ошибки определений будут составлять 15—20%. Правда, такие отклонения уже легко будет обнаружить по данным элементарного анализа и константам ( , п и др.). Методы структурно-группового анализа дают полуколичественную характеристику, в общем правильно отражающую сочетание структурных элементов в усредненной молекуле многокомпонентных смесей. На примерах индивидуальных синтетических соединений и их смесей надо вести дальнейшие исследования по выяснению закономерностей, связывающих свойства со строением молекулы. [c.252]

    При техническом анализе нефтей применяют также сернокислотный способ определения смол. Но содержание сернокислотных смол (т. е. определенных этим способом) дает лишь приближенное представление о характере нефти. Условность этого определения заключается в том, что с серной кислотой реагируют не только смолистые вещества, но частично и асфальтены, а также некоторые высокомолекулярные углеводороды нефти часть смолистых веществ может и не реагировать с серной кислотой. В итоге содержание сернокислотных смол в нефти, как правило, выше, чем силикагелевых в ромашкипской нефти соответственно 34 и 10,24% (масс.). Однако определять содержание сернокислотных смол значительно проще и быстрее, чем силикагелевых (около 1,5 и 12—14 ч соответственно). Этим и объясняется сохранение этого метода в качестве стандартного (ГОСТ 2550—44). Содержание смол в различных нефтях Советского Союза колеблется в весьма широких пределах в малосмолистой бариновской нефти (Куйбышевская область) силикагелевых смол всего 2,33% (сернокислотных 9%), в радаевской иефти (той же области) — 22% (сернокислотных 56%). [c.62]

    Таким образом, при сопоставлении расчетной и экспериментальной вязкости удается рассчитать среднюю степень ассоциации молекул дайной жидкости, которая служит критерием оценки степени отклонения данной жидкости от состояния молекулярного раствора. Оценка склонности углеводородов нефти к ассоциации в широком шгтервале температур возможна путем соответствующих элементарных расчетов на основе исследования их вязкостно-температурных свойств [40] и может служить классификационным признаком отнесения исследуемого углеводорода к сильно-, средне- и слабоассоципрующим жидкостям в определенном диапазоне температур. [c.21]

    Много внимания уделялось определению состава нефтей. Так, Менделеев выделил из нефтей пентан и гексан. Бейльштейн и Курбатов, изучая состав низкокипящих дистиллятных фракций нефти, обнаружили наличие в них соединений общей формулы СпНгп, обладающих свойствами предельных углеводородов. Исследование фракций кавказских нефтей Марковниковым и Оглоб-линым показало, что такие соединения содержатся в кавказских нефтях в значительных количествах и представляют собой новый класс циклических углеводородов, названный ими нафтенами. Марковников показал, что нафтены в основном содержат шестичленные кольца, но число углеродных атомов в кольце может быть отличным от шести. Работы по исследованию нафтенов были продолжены Зелинским и его учениками Наметкиным, Казанч ским и др. С целью более тщательного изучения химических свойств, а также для идентификации выделенных из нефтей углеводородов Марковников и особенно Зелинский синтезировали [c.4]

    Из приведенного сравнения видно, что отличительные признаки смол заключаются в растворимости в алканах (а также в углеводородах нефтн), возможности разделения на узкие фракции однотипных групп веществ (например, моноциклические, бициклические и др.), малая степень ароматичности, поЛидисперсность и отсутствие структуры. Смолы представляют собой вещества, занимающие область между углеводородными маслами и асфаль-тенами. Именно благодаря полидисперсности, широкому интервалу молекулярных масс, отсутствию относительно сформированной молекулы,, небольшому размеру и малой степени ароматичности, межмолекулярные взаимодействия у них не приобретают решающего значения. Поэтому их можно разделить на фракции одноптипиых веществ. Вследствие этого в книге [242] предложены критерии, позволяющие более четко определить понятое асфальтены и смолы. К смолам можно отнести растворимые в углеводородах нефти высокомолекулярные гетероатомные полидисперсные бесструктурные соединения нефти, которые можно разделить на узкие фракции однотипных соединений. Начиная с определенного размера и степени ароматичности относительно сформированных полициклических молекул, решающим фактором становится меж-молекулярное взаимодействие, приводящее к формированию структуры (в известной степени сравнимой с процессом кристаллизации у полимеров), степень упорядоченности которой зависит от их химической природы. [c.269]

    Жидкие углеводороды нефти —нафтеновые, ароматические, нафтено-ароматические и их алкильные производные — находятся в масле в состоянии молекулярного раствора. Ароматиче,-ские, нафтено-ароматические углеводороды а также смолистые вещества могут, видймсГ/Iff определенных условиях образовывать также ассоциированные комплексы, разрушающиеся при нагреве. [c.87]

    Деградацию углеводородов нефти можно осуществить с помощью штамма Rliodo o us erythiopolis, выделенного автором из природных образцов нефтесодержащих почв Крайнего Севера. Новый штамм обладает выраженной способностью к биодеградации легких и тяжелых фракций в воде и в почве. Из полученных данных следует, что штамм был способен использовать не только легкие фракции, такие, как гексадекан, дизельное топливо, но и в определенной степени тяжелые фракции нефти, т.е. разлагать широкий спектр углеводородов. Максимальная деструкция наблюдалась па 3 сутки и составляла для парафина 90%, дизельного топлива 85%, нефти 80% [5]. [c.87]

    Получив его одобрение и поддержку, мы провели цикл работ, позволивший разработать метод определения в сырых нефтях общего количества нормальных алканов, содержание каждого ирщивидуального нормального углеводорода в них и количество углеводородов нефти, образующих комплекс с карбамидом. [c.28]

    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