Определение содержания парафина в нефти

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]

Таким образом, определение содержания парафина заключается в обессмоливании анализируемой нефти вакуумной перегонкой с отбором фракции, выкипающей при температуре выше 250° С, и выделении из этой фракции парафина парным растворителем — смесью спирта и эфира — при температуре минус 20 С. [c.192]

Ранее широко применялся метод определения содержания парафина в нефти и нефтепродуктах по Гольде. Метод этот имеет две модификации с разложением и без разложения. [c.105]

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ПАРАФИНА В НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТАХ [c.130]

Наибольшая глубина извлечения алканов из нефти достигнута карбамидным методом. При определении содержания парафина в сырой нефти действующими методами вместе с нормальными алканами вьщеляется вся гамма твердых углеводородов, которые плохо растворяются при низких температурах в метилэтилкетоне, ацетоне и смеси их с бензолом. Кроме того, в ряде методов предварительное обессмоливание. нефти сопровождается повышенной температурой, в результате чего некоторая часть твердых углеводородов разлагается. [c.138]

Однако при низких температурах в этих растворителях плохо растворяется и часть других углеводородов [7, 8], содержа-щихся в масляных фракциях нефтей (нафтеновые углеводороды с боковой цепью). Поэтому при определении содержания парафина в нефтепродуктах большей частью пользуются смесью растворителей, состоящей из одного из перечисленных выше оса-дителей парафина и. растворителя для других углеводородов, входящих в состав масел в качестве последнего обычно используется бензол. [c.169]

При определении содержания парафина в нефти применяются следующая аппаратура, реактивы и материалы [c.51]

Вспомогательными параметрами в установлении типа нефтей явились удельный вес нефти, температура застывания мазута для косвенного определения содержания парафина в нефти, акцизные смолы и суммарная сера. [c.209]

Богданов Н. Ф. Определение содержания парафина методом гидравлического прессования. В сб. Проблемы переработки нефти. М.—Л., 1946, с. 182—191. 6704 [c.258]

В связи с внедрением в промышленности новых процессов переработки, а также изменением требований к ассортименту и качеству нефтепродуктов предлагается пересмотреть программу исследования нефтей с целью расширения и уточнения ее [21], Расширенной программой исследования нефтей предусматривается определение кривых разгонки нефти, устанавливающих зависимость выхода фракций от температуры кипения и определяющих их качество давления насыщенных паров содержания серы асфальтенов смол силикагелевых парафинов кислотного числа коксуемости зольности элементного состава основных эксплуатационных свойств топливных фракций (бензинов, керосинов, дизельного топлива) группового углеводородного состава узких бензиновых фракций выхода сырья для каталитического крекинга, его состава и содержания в нем примесей, дезактивирующих катализатор потенциального содержания дистиллятных и остаточных масел качества и выхода остатка. [c.35]

В табл. 3 приведено содержание парафинов Сз и Сд и циклопарафинов в сырой нефти Восточного Тексаса, определенное Беллом [2], в дополнение к данным по содержанию С — С, углеводородов той же самой нефти, приведенным в табл. 2, [c.19]

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]

В табл. 5.25 помещены результаты определения группового состава ы-рых жидких парафинов, выделенных из нефтей различных отечественных месторождений. Как показывают данные, приведенные в табл. 5.25, содержание -парафинов даже в неочищенном продукте может достигать 90% (масс.). [c.317]

Из большинства растворителей парафин может быть выделен кристаллизацией нри охлаждении. Это обстоятельство, а также несколько меньшая растворимость парафина по сравнению с близкими к нему по границам кипения жидкими углеводородами, являются основными моментами, на которых построено определение процентного содержания парафина в нефтях и нефтепродуктах. [c.369]

Наиболее благоприятным сырьем для производства битумов служат тяжелые асфальтосмолистые нефти. При этом, чем больше содержание асфальтосмолистых компонентов, выше отношение асфальтенов к смолам и меньше содержание твердых парафинов, тем лучше качество битумов и проще технология их производства С 1J. Одним из условий пригодности нефти для производства битумов является определенное содержание суммы асфальтенов (А) и смол (С) в нефти, которое не должно быть менее %. При этом, если содержание суммы А+С в нефти более 2СЙ (как, например, в арланской) и А/С = 0,4, то остатки такой нефти достаточно твердые и могут использоваться как готовые товарные битумы марок БН по ГОСТу 22245-76. [c.8]

В зависимости от того, углеводороды какого класса преобладают в составе нефти, они подразделяются на парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-арома-тические, нафтено-ароматические, ароматические. Наиболее распространены нефти так называемого смешанного основания, в которых нельзя выделить определенный класс углеводородов. В соответствии с технологической классификацией нефти подразделяются на группы по выходу фракций, выкипающих до 350° С, по потенциальному содержанию масел, по содержанию парафина и др. [c.115]

Простая ректификация, однако, с успехом применена для выделения чистого толуола и ксилолов, свободных от парафинов. В США во время второй мировой войны ряд фирм, принадлежащих к группе Стандарт ойл оф Калифорния , производил пригодный для нитрования толуол из определенной фракции сырой нефти, используя гидроформинг для разложения или изменения структуры всех углеводородов, температуры кипения которых близки к температуре кипения толуола [6]. Сырьем служила калифорнийская нефть, от которой отбиралась фракция с таким расчетом, чтобы нижний предел ее температур кипения был ниже температур кипения диме-тилпентанов и чтобы она не содержала больших количеств неароматических углеводородов с температурой кипения, близкой к температуре кипения толуола. Эту фракцию, кипевшую при 83—110°, пропускали в смеси с водородом, который циркулировал в системе, над катализатором — трехокисью молибдена на окиси алюминия. Процесс вели при 540° и общем давлении 13 ата. Продукты реакции разделяли на фракцию, кипящую в пределах 83—107°, которую присоединяли к свежему сырью, и на фракцию, кипящую от 107 до 110°, содержащую 90% толуола. Последнюю фракцию вновь пропускали над катализатором, в результате чего содержание толуола в ней увеличивалось с 90 до 99%. После этого от толуола отгоняли легкие погоны, очищали его кислотой и подвергали ректификации. Полученный продукт был пригоден для нитрования. [c.245]

Кроме того при определении содержания парафина в нефтях часто допускают ошибки, потому что принимают за парафин то, что в действительности является смесью низкоплаЕкого парафина и маслянистых компонентов. Иногда таким образом содержание парафина считают в 30—40%. [c.124]

Определение содержания парафина имеет существенное зйачение для оценки нефти как топлива и как технического сырья. Обыкновенно высокое содержание парафина связано с малой тектестью при низких температурах, затрудняющей перекачивание и передачу нефти по трубопроводам, опорожнение цистерн при низких температурах и т. д. Собственно на парафин перерабатываются только те нефти, которые содержат значительные количества его. [c.93]

При производственно-технологической оценке сырых нефтей, тиазутов, гудронов и других остаточных продуктов, наряду с другими показателями, необходимо знать содержание в них твердых парафинов. При исследовании различных парафинистых продуктов гачей, петролатумов и, наконец, товарных сортов парафина — определение содержания парафина является главной аналитической задачей. [c.130]

Однако общепринятого метода определения содержания парафина в различных нефтяных продуктах в настоящее время не имеется. Указанный выш (ГОСТ 784-53) стандартный метод определения содержания масла в товарном парафине неприменим при анализе нефтей, концентратов, петролатумов и других продуктов, содержащих вязкие масляные фракции и церезины. Кроме того, навеска 10 г анализируемого продукта, необходимая при определении по этому методу, не всегда имеетс Тфи проведении исследовательских работ. [c.169]

Среди опубликованных за последнее время работ, посвященных исследованию высокомолекулярных соединений нефти, весьма полный комплекс методов разделения асфальта на компоненты предложил Гордон О Доннел [40]. Метод этот основан на комбинировании (чередовании) двух принципов деления сложных смесей высокомолекулярных соединений асфальта, основанных на различии в размерах молекул и на различии химической природы (типа) соединении, сбсТавЯяющих смесь. Для разделения по размерам молекул применялась молекулярная перегонка, для деления по химической природе соединений (на смолы, ароматические и предельные углеводороды) использовался метод хроматографии на силикагеле. Определение содержания парафина в предельной части и выделение последнего из этой фракции осуществлялись путем депарафиниза- [c.448]

Лысенкова Е. С. и Богданов Н. Ф. Обзор методов аналитического определения содержания парафина в нефтепродуктах. В сб. Проблемы переработки нефти, М.—Л., [c.290]

Определение содержания парафина заключается в обессмо-ливании анализируемой нефти вакуумной перегонкой с отбором [c.214]

Методы определения содержания парафина в битумах и других остаточ- 1ЫХ продуктах, х м е т о в а Р. С, Глозман Е. П., Производство масел и парафиноз из сернистых нефтей, Труды БашНИИ НП, вып. IX, 1971, стр. 135—138. [c.164]

В основе большинства классификаций лежат данные об углеводородном составе различных фракций нефти. Ряд авторов в своих классификациях учитывали и другие компоненты нефти. Первые классификации нефтей, когда еще не были разработаны методы определения их углеводородного состава, были составлены по преобладающему компоненту. Так, К.В. Харичков в основу разделения нефтей положил содержание парафинов и смол, а Г. Гефер — содержание УВ. Последний подразделяет нефти на метановые (более 60 % метановых УВ), нафтеновые (более 60 % нафтеновых УВ), нафтено-метановые (метановых и нафтеновых УВ более 60 %), ароматические. [c.12]

Содержание парафино-нафтеновой фракции ОВ в каждой нефтематеринской толще колеблется, поэтому трудно установить какие-либо кор-релятивы между нефтью и генерировавшим ее ОВ по количеству парафино-нафтеновой фракции. Ясно только одно - подавляющее количество парафино-нафтеновых УВ, которые генерировались ОВ, наследуется нефтью. В ОВ остается лишь небольшая часть этих фракций. Содержание ароматических УВ в нефтях (в отбензиненной части) и в ОВ близкое. Так, в нефти I группы столько же ароматических УВ, сколько и в ОВ нижнетриасовой терригенной нефтематеринской толще (в образцах, отобранных на глубине 1200 м). С глубиной количество ароматических УВ в ОВ пород возрастает. В среднетриасовой терригенно-карбонатной толще содержание ароматических УВ в нефтях и в ОВ пород (до глубины 3 км) также почти идентично, а в среднетриасовой карбонатной нефтематеринской толще в нефти аренов на 5—10 % больше, чем в ОВ. Приведенные данные дают основание предполагать, что нефти лишь частично наследуют ароматические УВ. Как и в случае парафино-нафтеновых УВ, нельзя определенно говорить о процентах парафино-нафтеновых и ароматических УВ, эмигрирующих из НМТ. Особенности условий генерации [c.34]

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]

С учетом особенностей состава и распределения органических отложений в скважинах разработаны и испытаны на промыслах высокоэффективные технологии их удаления с использованием химических реагентов в сочетании с те-пл ом. Показано, что в зависимости от состава отложений следует использовать композиции реагентов с различным соотношением парафиновых углеводородов и раствор ителей-диспергаторов асфальтенов. Теплоносители рекомендуется закачивать при повышении содержания высокомолекулярных парафинов в составе отложений определенной величины. При высоком содержании парафинов необходимо подофевать лишь верхнюю часть отложений на поверхности колонны труб, а при более низком - и средний интервал АСПО п>тем снижения динамического уровня жидкости в скважине. В случае отложений органических веществ в призабойной зоне скважин рекомендованы технологии с закачкой химических реагентов в определенные интервалы перфорации с тем, чтобы обеспечить удаление АСПО путем продолжительного выноса их потоком жидкости из пласта. Испытания показали, что при внедрении предлагаемых технологий межочистной период на скважинах при добыче девонских нефтей увеличивается от 40 до 75 %. [c.185]

Температура застывания нефтей колеблется в очепь широких пределах — от минус 60 до плюс 30—35 °С (для высокопарафинистых). Определение температуры застывания проводят по ГОСТ 20287—74. Наряду с температурой застывания, которая для столь сложной смеси, как нефть, является достаточно условной константой, в нефти определяют содержание парафина по методике, разработанной во ВНИИ НИ , или по ГОСТ 11851—66. Так как присутствующие в нефти смолисто-асфальтеповые вещества влияют на кристаллизацию парафинов, исследуемая нефть должна быть предварительно деасфальтирована. По стандартному методу деасфальтизации нефти достигается атмосферно-вакуумной перегонкой с отбором фракции 250—550 °С, в которой и определяют содержание парафинов (во фракциях до 250 °С высокозастывающих парафинов не содержится, остаток выше 550 °С является концентратом смолисто-асфальтеновых веществ). Затем содержание парафина пересчитывают на исходную нефть. [c.59]

В справочнике Нефти СССР (тт. 1—4) приведены данные о содержании парафина в нефтях, полученные по методике ВНИИ НП. Согласно этой методике, определению также предшествует доасфальтизация, осуществляемая посредством обработки пефти (без перегонки) пропаном или петролейным эфиром. Навеску деасфальтированной нефти (2—3 г) растворяют в смеси из 65% (об.) бензола и 35% (< б.) ацетона из расчета 10 мл растворителя на 1 г навески (т. е. в 20—30 мл). При растворении нефть подогревают на водяной бане, после чего постепенно охлаждают раствор в охлаждающей смеси (до —21 °С) с последующим холодным фильтрованием для отделения выпавших парафинов. Затем парафины извлекают из фильтра, обогревая кожух воронки водой остатки ппрафинов смывают горячим бензолом. [c.59]

Химическая классификация. В ее основе лежит содержание в нефтях углеводородов определенной группы /парафины, на фтены,аромат ика/. [c.19]

В работе /79/ исследованы физико-химические характеристики отложений во взаимосвязи с термодинамическими условиями их формирования, а также проведено сопоставление состава и свойств образующихся отложений с аналогичными показателями исходной нефти применительно к месторождениям прикарпатского нефтяного региона. Перед исследованием пробы парафинистых отложений просушивались и освобождались от неорганических примесей, нефть стабилизировалась под вакуумом при температуре 80-100°С. Исследуемые образцы разделены на гтрупповые компоненты, выделенные твердые углеводороды фракционированы по тeмпepa гyp г плавления, определяемым на шарике термометра. Твердые углеводороды находили по методике для определения содержания масел в парафине по ГОСТ 784-53 без прессования. [c.156]

Рассмотрение нефтяных систем как молекулярных растворов господствовало достаточно долго. При этом в связи с трудностями аналитического выделения отдельных компонентов из средних и высших фракций нефти (масляных и газойлевых фракций) их характеризовали с помощью гипотетической средней молекулы. Модельные представления о строении молекулы смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) получили широкое распространение. Характеристика таких гипотетических молекул — средняя молекулярная масса — входит во многие расчетные формулы зависимости свойств нефтяной фракции от Р, V, Т-условий и используется в технологических расчетах. Хотя сегодня достоверно показано, что это не всегда верно, поскольку молекулярная масса нефтяных фракций сильно зависит от условий ее определения (растворителя, температуры) [1]. До сих пор многие явления в нефтяных системах и технологические расчеты трактуются на основе физических законов, установленных для молекулярных растворов (законов Рауля-Дальтона, Генри, Ньютона, Дарси и т. д.). В результате теоретически рассчитанные доли отгона при выделении легкокипя-щих компонентов из нефти не совпадают с экспериментальными данными. Часто обнаруживающаяся в нефтяных системах (особенно с высоким содержанием парафинов и САВ) зависимость эффективной вязкости от скорости деформации свидетельствует о ее надмолекулярной организации. Отклонения от закона Дарси при течении таких систем впервые были подмечены в 1941 г. профессором В. П. Треби-ным. Однако эффекты нелинейного отклика, обусловленные особен- [c.172]