Определение содержания асфальтово-смолистых веществ в нефтях

Плотность (и удельный вес) большинства нефтей колеблется в пределах 0,850—0,900 в зависимости от фракционного и химического состава. Сравнивая плотности одинаковых по температуре выкипания фракций, можно косвенно судить об их групповом химическом составе. Плотность смолистых и асфальтовых веществ близка к единице, нефтяных углеводородов — значительно ниже единпцы. Естественно, что нефти с большим содержанием смолистых н асфальтовых веществ относятся к тяжелым нефтям. Для определення плотности нефтепродуктов служат ареометры (нефтеденсиметры), гидростатические весы системы Вестфаля и пикнометры. [c.19]

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ АСФАЛЬТОВО-СМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ В НЕФТЯХ [c.191]

Настоящий стандарт распространяется на нефть, масла и жидкие темные нефтепродукты без присадок и устанавливает метод определения содержания асфальтово-смолистых веществ. [c.359]

Наличие в нефтях асфальтово-смолистых веществ препятствует кристаллизации парафина и затрудняет его определение. Поэтому перед определением содержания парафина в нефтях рекомендуется выделить из них асфальтово-смолистые вещества. [c.192]

Характеристика нефтей по принятой нами схеме представляется в табличной форме. Сначала приводятся данные по общим свойствам нефти — ее удельному весу, содержанию серы, парафина, асфальтово-смолистых веществ, выходу кокса. Набор параметров может быть и несколько иным, но обязательными являются первые два параметра из перечисленных выше не менее существенными для характеристики нефтей являются содержание парафина и асфальтово-смолистых компонентов, но определение их производится, к сожалению, сравнительно редко вместо последнего можно включать значительно более распространенный параметр — выход кокса. Вслед за общей характеристикой нефти приводятся данные по кривой разгонки (выход дистиллятных фракций в указанных выше температурных пределах) и по кривой структурных индексов. Далее приводятся значения [выхода суммарных фракций от начала разгонки до 200, 300 и 500° С (или соответственно для фракций 1—7, 1—11 и 1—15). [c.22]

При исследовании нефтей сведения об асфальтово-смолистой части их обычно ограничиваются данными о содержании смол и асфальтенов. Массовая корреляция компонентов этой части нефти, равно как и соответственных компонентов из состава рассеянных битумов, осуществляется по единственному признаку — отношению их к определенному органическому растворителю, с помощью которого этот компонент отделяется от общей массы нефти или от смеси веществ, предварительно сорбированной на вполне определенном, строго обусловленном методикой анализа сорбенте. При этом исследователи единодушно, признают, что идентификация и корреляция изучаемых компонентов в данном случае имеет условный характер, так как каждый из компонентов представляет собой сложную смесь различных по составу и строению веществ, имеющих общую способность растворяться или не растворяться в том или ином растворителе. [c.31]

Цвет нефти, в зависимости от ее состава и содержания смолистых и асфальтовых веществ, бывает коричневым, темнокоричневым, красноватым и черным. Иногда встречаются совершенно бесцветные, прозрачные нефти примером может служить белая сураханская нефть из некоторых скважин. Цвет продуктов перегонки изменяется по мере повышения температуры кипения фракций. Фракции с низкой температурой кипения (бензин, лигроин и частично керосин) прозрачны и бесцветны. Высококипящие фракции отличаются по цвету друг. от друга, причем, по мере утяжеления фракций, цвет меняется от светложелтого до темного. Цвет некоторых нефтепродуктов (авиабензина, керосина и вазелинового масла) входит в технические нормы, причем по цвету нефтепродукта обычно судят о его стабильности и степени очистки. Нужно заметить, что в связи с появлением в последние годы специальных стабилизаторов — ингибиторов требования, предъявляемые к цвету нефтепродуктов, несколько утрачивают свое значение. Для определения цвета в СССР принят колориметр Ш т а м м е р а. [c.587]

Сопоставление ряда физико-химических параметров нефтей, проведенное различными исследователями [Лапуть, 1964 Лисенко, 1970 Рудченко, Парукова, 1976 и др.], показало, в отличие от нефтей Днепровско-Донецкой впадины, их определенную зависимость от глубины залегания и пространственного расположения залежи (табл. 14). В пределах одного и того же месторождения нефти более погруженных подсолевых отложений имеют меньшую плотность, меньшее содержание асфальтово-смолистых веществ, серы и большее количество легких фракций, чем нефти межсолевых отложений, залегающие на меньших глубинах. [c.84]

Акцизные смолы отнюдь пе представляют собой какого-либо особого вида смоли стых веществ. При обработке нефти или нефтепродукта серной кислотм в указанных условиях в кислотный слой переходят, кроме рассмотренных выше смолистых и асфальтовых веществ нефти, также ее непредельные углеводороды, а частично, несомненно, также и не1соторые высокомолекулярные углеводороды предельного характера. Таким образом, определение акцизных смол, представляя собой совокупность ряда разнообразных процессов физико-химического характера, отнюдь не может служить для характеристики содержания в нефтепродукте одних смолистых и асфальтовых веществ. Научная ценность таких определений весьма ограничена и условна, и такое заключение вполне оправдывается существованием описанных в литературе явно парадоксальных случаев, когда акцизная проба имеет отрицательное значение, очевидно за счет растворимости кислого гудрона в бензиновом растворе нефтепродукта, или когда содержание акцизных смол получается явно преувеличенным, например больше 100%, очевидно за счет перехода в кислый гудрон части бензинового раствора. [c.265]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология