Взаимосвязь содержания компонентов нефти

Взаимосвязь содержания компонентов нефти [c.91]

Как и в случае производства остаточных битумов, взаимосвязь между содержанием отдельных компонентов и свойств нефти позволила разработать метод оценки пригодности той или иной нефти для получения окисленных битумов путем окисления воздухом остатков ее перегонки. [c.95]

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]

В нефтях Эмбы, залегающих сравнительно неглубоко (200— 300 м), могли происходить процессы вторичного осернения, не вызывающие вторичного накопления ванадия и никеля, на что указывает отсутствие взаимосвязи между содержаниями ванадия и серы. Очевидно, концентрированию ванадия и никеля в поверхностных нефтях способствовали процессы потерн легких бензиновых фракций и накопления в связи с этим смолисто-асфальтеновых компонентов. [c.311]

Впервые при изучении нефти Бавлинского месторождения [120] была обнаружена линия спектра ЭПР с д-фактором около двух. В дальнейшем подобные сигналы были зафиксированы в других нефтях, мазутах, гудронах [121]. Ряд исследователей [122] наблюдали сигнал ЭПР, обусловленный неспаренными электронами с концентрацт- -ей 8 10 спин/г и который был связан с асфальтеновой фракцией. Установлено [123], что сигнал свободного радикала можно использовать при определении содержания асфальтенов в нефтях. Степень ароматичности смолисто-асфальтеновых веществ и количества свободных радикалов взаимосвязаны экспоненциальной зависимостью. Так, в ряду масла — смолы — асфальтены — карбоиды число ПМЦ возрастает с 210 до 1,5-10 ° спин/г и вместе с тем увеличивается их степень ароматичности [117, 124]. В то же время большинство исследователей считают, что основными компонентами нефти, содержащими свободные радикалы, являются асфальтены. На них приходится до 97% величины количества ПМЦ [117]. Смолы же дают лишь 1 -3% от величины общей массы свободных радикалов. [c.115]

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]

На рис. 12.37 показано изменение величин констант диссоциации, а на рис. 12.38 — изменение содержания групповых компонентов битумов, полученных окислением нефтяного остатка из смеси Ромашкинской и Ухтинской нефтей. Окисление проводили при 260 °С и объемной скорости воздуха 100 ч . В процессе окисления полярные свойства ингредиентов меняются. Наиболее интересным является наличие взаимосвязи между величинами констант диссоциации и способностью компонентов накапливаться или расходоваться в реакциях окисления. Первоочередной атаке кислорода подвергаются наименее полярные компоненты, вероятно, находящиеся в дисперсионной среде. На механизм окисления компонентов, находящихся в дисперсной фазе, может оказывать определенное влияние и природа компонентов дисперсионной среды, в первую очередь содержание в ней веществ с подвижными атомами водорода. [c.787]

Изучение ФС сырья, промежуточных и целевых продуктов технологического процесса получения базовых масел проведено как для выявления чувствительности метода ЯМР при контроле технологического процесса, так и с целью установления взаимосвязи фрагментного состава с техническими характеристиками [415, 416] Необходимость исследований в этом направлении обусловлена возрастающими требованиями к эксплуатационным свойствам базовых масел, которые достигаются вовлечением в переработку нефтей, содержащих высокоиндексные компоненты, при сохранении существующей технологии их селективной очистки, депарафини-зации и гидроочистки [417] Поэтому оценка сырья с точки зрения потенциального содержания и качества базовых масел приобретает особое значение Используемые на практике методы определения потенциального содержания дистиллятных и остаточных масел в нефти (ГОСТ 11244—85) и их группового химического состава, основанные на адсорбционной хроматографии, длительны и трудоемки В связи с этим привлечение инструментальных экспрессных методов анализа масляного сырья может быть перспективно Воз- [c.270]

Между содержанием твердых парафинов в нефти и количеством других ее компонентов есть определенная взаимосвязь. Нефти с высоким содержанием парафиновых УВ в дистиллятных фракциях (свыше 60 %) содержат значительное количество твердых парафинов и могут быть отнесены к грунпе высокопарафинистых нефтей. Нефти одного и того же района содержат твердых парафинов тем больше, чем меньше в них смолистых веществ и больше моноциклических ароматических УВ. С увеличением глубины залегания (геологического возраста) наблюдается уменьшение смолистости нефтей, что в свою очередь сопровождается увеличением общего количества парафиновых УВ, и в том числе твердых парафинов. Установлено, что в общем случае геологически древние нефти содержат больше твердых парафинов, чем молодые. [c.81]

Из неуглеводородных компонентов газа наибольший интерес представляет СОо. На общем фоне небольшого количества (порядка десятых долей процента) этого конечного продукта окисления органических веществ в Прибалханском районе выделяются участки с содержанием более 1% СО2 в газах. Эти аномалии можно объяснить взаимосвязью газов с другими флюидами — нефтями и водами. К таким участкам следует отнести Центральный Небит-Даг, Дагад-жикский участок Челекена, нижние горизонты Восточного Кум-Дага, горизонты I—IV Западного Небит-Дага. Во всех названных случаях нефти содержат повышенные количества нафтеновых кислот и смолистых веществ. Повышенное содержание СО2 можно объяснить здесь как прямыми окислительными процессами для нефтей (например, образование промежуточных карбоксильных соединений с последующим отщеплением СО2), так и взаимодействием нафтеновых кислот или других карбоксильных соединений с карбонатами вод [c.26]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология