Асфальтосмолистые компоненты нефти

Контакт воды с металлической поверхностью приводит к коррозии металлов, протекающей по электрохимическому механизму. Величина водонефтяного соотношения, характерного для конкретного месторождения, при котором система нефть — вода становится неустойчивой, может быть использована в качестве параметра для прогнозирования скорости коррозионного разрушения оборудования. Углеводороды практически не вызывают коррозию металлов. Однако неполярная фаза в системе нефть — вода оказывает значительное влияние на коррозионную активность водонефтяной системы в целом, повышая или понижая ее. Повышение защитного действия углеводородной составляющей в эмульсионной системе вода — нефть связано в основном с ингибирующими свойствами ПАВ, входящими в природную нефть. Наиболее активные ПАВ — нафтеновые н алифатические кислоты и асфальтосмолистые вещества. Содержание ПАВ в нефтях различных месторождений колеблется в широких пределах. Молекулы нафтеновых и алифатических кислот состоят из неполярной части — углеводородного радикала и полярной части карбоксильной группы, что обусловливает их способность адсорбироваться на границе раздела фаз. Соли нафтеновых кислог более полярны, чем сами кислоты, и более поверхностно-активны. Величина поверхностного натяжения на границе раздела вода — очищенная фракция нефти (например, вазелиновое масло или очищенный керосин) составляет 50—55 мН/м, в то время как поверхностное натяжение на границе раздела вода — сырая нефть не превышает 20—25 мН/м. Это свидетельствует об адсорбции поверхностно-активных компонентов нефти на границе раздела сырая нефть—вода. В щелочной пластовой воде происходит реакция взаимодействия нафтеновой кислоты с ионом щелочного металла. Образующееся соединение более поверхностно-активно, чем нафтеновые кислоты. [c.122]

Асфальтосмолистые компоненты нефти [c.8]

Ежов М.Б., С к у т и н а Т.В. и др. Некоторые особенности взаимодействия диоксида углерода с асфальтосмолистыми компонентами нефти // Тез. докл. конф. "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений". - Пермь, 1989. - С. 88-89. [c.45]

Анализ литературных данных и результатов экспериментальных исследований автора показывает, что наибольшую поверхностную активность имеют металлопорфириновые комплексы, которые в основном ассоциированы с асфальтосмолистыми компонентами нефти и в значительно большей степени с асфальтенами, чем со смолами. Адсорбция металлопорфириновых комплексов в чистом виде (в отрыве от адсорбции асфальтосмолистых компонентов) не отражает тех процессов, которые происходят при контакте твердой фазы с нефтью. Поэтому было целесообразно исследовать адсорбцию асфальтенов как основных накопителей металлопорфириновых комплексов, а затем выявить влияние металлопорфириновых комплексов на эту адсорбцию. [c.41]

Из литературных данных видно, что все нефти мира обладают поверхностной активностью. Результаты исследований показали (см. гл. I), что поверхностная активность нефтей зависит от металлопорфириновых комплексов, ассоциирующихся в асфальтосмолистых компонентах нефти. При этом содержание металлопорфириновых комплексов в асфальтенах на порядок выше, чем в смолах. Связи металлопорфириновых комплексов с высокомолекулярными соединениями нефти настолько велики, что, адсорби- [c.127]

Если применительно к металлам ингибирование означает защиту от коррозии, то для процессов бурения и заканчивания скважин ингибирование - это снижение отрицательного влияния фильтратов промывочных жидкостей на горные породы и минералы, и, в первую очередь, на глинистые породы. Применительно к процессам нефтедобычи в понятие ингибирования входит и предупреждение отложения солей, парафинов и асфальтосмолистых компонентов нефтей в лифтовых трубах при изменении температуры и давления. [c.14]

От свода к кровле, от кровли к подошве растет коэффициент светопоглощения нефти, содержание в ней асфальтосмолистых компонентов, в том числе асфальтенов, вязкость и плотность. [c.191]

Большая часть ванадия, как и других элементов, сосредоточена в асфальтосмолистых компонентах нефти, являющихся составной частью котельных топлив, в том числе мазутов. На основе изучения комплексообразующей способности неорганических акцепторов электронов с гетероатомными компонентами нефти в Институте химии нефти СО АН СССР был впервые предложен [c.99]

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]

Следует отметить, что ГОСТ 11954—66 ограничивает выбор нефтей, из которых можно получить битумы, отвечающие комплексу указанных выше требований, нефтями 1 и И групп по классификации Башнии НП (см. гл. И), т. е. ряд высокопарафинистых нефтей с малым содержанием асфальтосмолистых компонентов исключается из сырья для битумного производства. [c.19]

Асфальтосмолистые вещества являются наиболее сложными и наименее изученными компонентами нефти. Многие исследователи, констатируя увеличение поверхностной активности нефти, связывают это явление с ростом содержания асфальтенов [42, 168, 169]. [c.8]

Для определения влияния на процесс фильтрации нефти концентрации в ней асфальтосмолистых компонентов и свойств твердой фазы были проведены следующие опыты. Составляли три смеси нефти с медицинским вазелиновым маслом в соотношениях 1 3, 1 1, 3 1. Вначале фильтровали вазелиновое масло, которое вытеснялось смесью, содержащей 75% масла и 25% нефти эта смесь вытеснялась следующей и так далее. В заключение фильт ровали нефть. Вытеснение одной смеси другой проводили до установления стабильного расхода, совпадения /Ссп.н, содержания асфальтенов и Ксп.а в пробах смеси на входе и выходе пористой среды. [c.152]

Для производства дорожных и строительных битумов из анастасьев-ской нефти требуется окисление, позволяющее изменить соотношение составляющих компонентов в желательном направлении увеличить в окисляемом продукте содержание асфальтосмолистых компонентов и отношение А/С при соответственном снижении смол и углеводородов (масел). Эффективным способом регулирования качества получаемых битумов является подбор определенного состава сырья оптимального остатка с последующим его окислением до получения битума заданной марки. [c.9]

Применение углеводородных растворителей позволило, с одной стороны, десорбировать часть отложений асфальтосмолистых веществ и других углеводородных остатков с поверхности поровых каналов, с другой — за счет растворения нефти и оттеснения ее в глубь пласта понизить содержание активных компонентов нефти в призабойной зоне пласта, что привело к повышению эффективности кислотных обработок [69]. [c.18]

Сточные воды нефтяных месторождений характеризуются высоким содержанием эмульгированной нефти. Мельчайшие глобулы нефти, распределенные в объеме воды, плохо отделяются от воды при отстаивании в обычных отстойниках и, попадая в призабойную зону пласта, ухудшают приемистость скважины. Кроме того, в аппаратах предварительного обезвоживания нефти, при отделении воды от нефти на границе раздела фаз постоянно накапливается промежуточный слой, состоящий из глобул воды с неразрушенными бронирующими оболочками, агломератов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафиновых компонентов нефти, микрокристаллов солей и [c.344]

Единственно возможным способом получения различных битумов из этих нефтей является продувка остатков воздухом для накопления асфальтосмолистых компонентов, т.е. процесс окисления, который мохет осуществляться в различных вариантах. [c.9]

Распределение бром- и иодсодержащих соединений при перегонке нефти может дать информацию о приуроченности их к тем или иным классам нефтяных соединений. Так была обнаружена тесная связь между содержанием асфальтенов и брома [887, 967] эта связь менее выражена для силикагелевых смол [967]. Между содержанием иода и асфальтосмолистых компонентов нефтей корреляции не найдено [967]. На этом основании сделан вывод о том, что иод связан в соединения с углеводородами, а бром — с асфальтосмолистой и лишь в небольшой степени с углеводородной частью нефтей [967]. На основании УФ спектроскопии и качественного химического анализа установлено, что иод входит в состав неароматическжх углеводородов [888]. Однако в модельной реакции иодирование смеси углеводородов раствором К1 протекает преимущественно с образованием иодароматических соединений. Предполагается, что образующиеся в нефти иодаромати-ческие соединения переходят в неароматические через присутствующие в нефти сульфиды [888]. [c.178]

Значительная роль органического вещества в переносе и концентрировании урана отмечалась еще В. И. Вернадским [974]. В определенной степени это относится и к нефти. На связь урана с органическими компонентами сырой нефти указывает обратная зависимость между зольностью нефти и содержанием урана [975]. Отмечают, что уран связан в основном с асфальтосмолистыми компонентами нефти. Из нефтей и мальт с повышенным содержанием урана удалось выделить асфальтены, сильно обогащенные ураном [976]. На тесную связь урана с асфальтосмолистыми компонентами косвенно указывает обогащенность ураном асфальтов и нефтей, экстрагированных из асфальтсодержащих пород, по сравнению с сырыми нефтями [977]. Отмечается также связь между степенью окисленности нефтей и содержанием в них урана [978, 979]. Возможно, что это парагенетическая связь, т. е. параллельное накопление урана в нефти за счет захвата его из пластовых вод асфальтосмолистыми компонентами и окисление нефтей при контакте с пластовыми водами. [c.180]

Многие исследователи указывали на концентрирование урана в составе асфальтосмолистых компонентов нефти, однако конкретные формы химического связывания его в нефтяных смолах и асфальтенах неизвестны. Высказывались мысли о существовании в нефтях нафтенатов уранила [68], в подтверждение которых отмечались факты часто повышенной ураноносности молодых (окисленных) нефтей из слабопогруженных залежей [69]. [c.177]

Остальные нелетучие соединения ванадия концентрируются в асфальтосмолистой части нефтер [961—965], главным образом в асфальтенах. К этой группе соединений, видимо, можно отнести и ванадилпорфирины, химически связанные с асфальтенами и не отделяющиеся от них при гель-хроматографии [821, 965]. Такие ассоцпаты имеют молекулярную массу от 2000 до 20 ООО и более и, вероятно, представляют собой продукты конденсации порфиринов с асфальтосмолистыми компонентами органического вещества осадочных пород. Нефтяные соединения ванадия, не являющиеся чисто порфириновыми структурами, могут быть отнесены по типу связывания металла к псевдопорфиринам, хелатам или комплексам с несколькими лигандами [902]. Но все же наибольшее количество непорфиринового ванадия связано, очевидно, в комплексы с асфальтеновыми структурами нефтей [893]. [c.177]

В составе твердых осадков, накапливающихся в нефтепромысловом оборудовании, в особенности в скважинах, как правило, присутствуют углеводородные соединения в виде парафина, асфальтосмолистых веществ, тяжелых компонентов нефти и т. д. (до 25 %). Эти соединения препятствуют эффективному протеканию реакции между применяемым реагентом и неорганической солью и, следовательно, быстрому растворению твердого осадка. Поэтому в состав сложного химического реагента добавляют компонент, действующий на углеводородную составляющую отложений, которые называют стимуляторами растворения, например стимуляторы растворения гипсоуглеводородных отложений [30] реагент Т-66 и ЗМ. [c.237]

Большая часть работ посвящена изучению несвязанных форм исг опаемых порфиринов. Однако показано, что часть из них ассоциирована либо химически связана как с другими компонентами, органического вещества осадочных пород, так и между собой. Гель-хроматография позволила выявить в смеси порфиринов нефтяных сланцев и нефтей соединения с мол. весом от 2000 до 20 ООО" и более [821]. Эти соединения, по мнению авторов [821], представляют собою продукты неоднородной радикальной полимеризации порфиринов или их металлокомплексов с асфальтосмолистыми компонентами органического вещества осадочных пород. В работе [822] выявлен ряд косвенных признаков, указывающих на присутствие в нефтяных сланцах димеров ванадилпорфиринов. Имея высокий молекулярный вес ( 1000), эти соединения тем не менее обладают малой хроматографической подвижностью, низ- КИМ соотношением интегральной интенсивности полос поглощения в области валентных колебаний С — Н (2880—3000 см ) и V = = О (980—1010 см ), а также высоким коэффициентом экстинцик в электронном спектре поглощения (табл. 5.1). Постоянство положения полосы колебания V = О во всех фракциях, полученных ТСХ на силикагеле, исключало возможность димеризации ванадилпорфиринов по связи V — О — V. Поэтому было высказано-предположение, что димеризация порфириновых ядер происходиг [c.145]

При фракционировании нефти отмечена приуроченность меди к асфальтосмолистым компонентам [7, 76], главным образом к их высокомолекулярной части [76]. Возможно, что она присутствует там в виде комплексов с тетрадентатными лигандами, содержаш и-ми в качестве донорных атолмов различные комбинации N, 3 и О [8]. В пользу такого предположения свидетельствует способность асфальтосмолистых веш еств к дополнительному комплексообра-зованию с тяжелыми металлами, в том числе с медью [918]. [c.172]

Относительно форм суш ествования Ад и Ли в нефти информация весьма ограничена. Имеются сведения о концентрировании этих элементов в остатках от перегонки нефти [786]. Отмечается высокая экстракционная способность асфальтосмолистых компонентов по отношению к этим элементам [918 ]. Такие факты, а также способность гуминовых кислот растворять Ад и Аи с образованием внут-рикомплексных соединений [928] не исключают возможности существования соединений А и Аи в смолах и асфальтенах в виде комплексов с тетрадентатными лигандами. [c.172]

Сравнительно высокое содержание нафтеновых кислот имеют лищь нефти Апшеронского полуострова, заметное количество их содержат некоторые нефти Украины и Молдавии [132], а нефти месторождений Волго-Уральской провинции и нефтеносных районов Сибири практически не содержат нафтеновых кислот. Поэтому поверхностная активность этих нефтей, а следовательно, и закономерности перемещения их в пласте и извлечения из пласта во многом определяются содержанием в них асфальтосмолистых компонентов. [c.8]

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОДУКТОВ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ В ПРОИЗЮДСТВЕ БИТУМОВ Использование остатков перегонки различных нефтей в производстве битумов является традиционным. При этом, если содержание асфальтосмолистых компонентов в остатке достаточно велико, чтобы придать ему определеннус консистенцию, то такой остаток может применяться непосредственно в виде остаточного битума если нет - то для накопления асфальтосыолистых компонентов используется процесс окисления, наиболее распространенный в нашей стране. Углубленная переработка нефтей, включающая глубоковануумную перегонку мазута (гудрона) и деасфальтизацию утяжеленных остатков, позволяет получить ряд новых продуктов,которые могут быть вовлечены в битумное производство -тяжелые вакуумные погоны, утяжеленные остатки и продукты их деасфальтизации, Так, при вакуумной перегонке 295 -ного гудрона западносибирской нефти можно получить фракции 480-540, 540-590°С и остатки, выкипающие выше 540 и выше 5Э0°С, при деасфальтизации которых бутаном или бензином выделяются асфальтиты (соответственно А и Agg). При аналогичной переработке 5 4-ного мазута более тяжелой арланской нефти могут быть получены фракции 350-640, 540-о80°С и остатки, выкипающие выше 540 и выше 580°С, а из последних - асфальтиты бутановые и бензиновые С 1 J, Использование асфальтенов, представляющих собой концентраты асфальтосмолистых компонентов, дает новые возможности регулирования качества битумов путем компаундирования указанных компонентов, а именно - возможность достижения нужного соотношения асфальтосмолистых и масляных компонентов, минуя процесс окисления, т,е. значительно упрощал технологию получения битумов. [c.14]

Ранее были исследованы нефтяные остатки (табл.1) после различней глубины отбора дистиллятов из арланской (остатки, вшошаюцие выше 510.540 и 580°С) и товарной смеси западносибирских нефтей (остатки, выкипающие выше 480,540 и 590°С)С1] Нефтяные остатки были подвертауты обработке углеводородными растворителями с целью удаления нежелательных асфальтосмолистых компонентов, являющихся носителями основной массы металлов. Процесс осуществлен на пилотной установке производительностью 10 л/ч по сырью. В качестве растворителей использованы легкий прямогонный бензин (фр.23-62°С) и техническая смесь бутанов (табл.2). Характеристика полученных деасфальтизатов и концентратов асфальтенов приведена в табл.З и 4. [c.80]

При отборе дистиллятов до 550°С выход остатков составил из западносибирской нефти - 13,2, а из ольховской - 6,3 на нефть. Учитывая практическое совпадение выходов остатков с суммарным содержанием асфальтосмолистых веществ в исходных нефтях, молно считать, что полученные остатки являются концентратами непереговяшщх-ся компонентов асфальтосмолистой части нефти. [c.12]

Дри содержании суммы аофальто-смолистых компонентов около 10% и ниже единственно возможным способом получения различных битумов из этих нефтей является продувка воздухом для накопления асфальтосмолистых компонентов,т.е.процесс окисления. [c.97]

Коллекторские свойства прифильтровой зоны и условия притона газожидкостных смесей в сильной степени зависят от процесса загрязнения фильтра продуктами коррозии, отложениями асфальтосмолистых компонентов иефти. Поэтому в зависимости от ухудп1еиия коллекторских свойств фильтровой зоны уменьшается дебит скважины. Для восстановления проницаемости известны различные способы очистки ствола и фильтра. Однако известные гидравлические, химические, тепловые и другие способы очистки перфорационных каналов ограничиваются многообразием геологО физических условий залежей нефти. [c.110]

В зависимости от содержания в нефтях асфальтосмолистых компонентов и получаемой марки битума, вькод дорожных окисленных битумов составляет 5Q-7 ffo, остаточных битумов - 40-бСЙ (по массе) на нефть. [c.8]

Кроме того, в аппаратах-водоотделителях, например в аппаратах предварительного обезвоживания нефти, при отделении воды от нефти на границе раздела фаз постоянно накапливается промежуточный слой, состоящий из глобул ВОДЬ с неразрушенными брогафуюшими оболочками, а1 ломера-тов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафиновых компонентов нефти, микрокристаллов солей и других загрязнений. По мбре накопления часть проь/ежу,точного слоя сбрасывается О водой, и значительное количество загрязняюп4йх. примесей переходит в. водную среду. [c.3]

К первой группе отнесены высокосернистые, высокосмолистые нефти типа арланской, сериоводской и др., содержащие 25—36% асфальтосмолистых компонентов и 3 — 5% твердых парафинов, перерабатываемые по топливной схеме. Прямогонные остатки этих нефтей, выкипающие при температуре выше 500 С, представляют собой вязкие остаточные битумы, полностью удовлетворяющие требованиям ГОСТа 1544-52 и требованиям к отдельным маркам проекта нового ГОСТа. [c.14]

К третьей группе отнесены малосмолистые и малопарафини-стые нефти типа азербайджанских, анастасьевской, сахалинских,, западносибирских с содержанием 7—10% асфальтосмолистых компонентов и 0,2—2,5% твердых парафинов. Эти нефти перерабатываются по топливной и топливно-масляной схемам. Процесс производства битумов может осуществляться окислением в кубах периодического и непрерывного действия, колоннах и трубчатых реакторах. Остатки этих нефтей являются наиболее-благоприятным сырьем для получения всего ассортимента вязких, дорожных битумов (ГОСТ 11954-66, 5.1721—72), строительных (ГОСТ 6617-56), высокопластичных специальных изоляционных. (ГОСТ 9812-74), кровельных (ГОСТ 9548-74), гидроизоляционных пластбита (ТУ 38.101580-75), рубракса (ГОСТ 781-68), битума для аккумуляторных мастик (ГОСТ 8771—58) и др. [c.15]

К четвертой группе отнесены малосмолистые парафинистые нефти легкая ухтинская, мухановская и ряд украинских с содержанием 7,0—10% асфальтосмолистых компонентов и 5—7% твердых парафинов. Они перерабатываются в основном по топливной схеме. Из нефтей этой группы могут быть получены вязкие дорожные битумы (ГОСТы 1544-52, 11954-66), строительные (ГОСТ 6617-56) и такие высокопластичные битумы, как пластбит I и пластбит II (ТУ 38-101580-75). [c.16]

К пятой группе отнесены малосмолистые высокопарафинистые нефти типа ферганских, туркменских, грозненских, котуртепин-ских, битковской, долинской, озексуатской с содержанием 5—10% асфальтосмолистых компонентов и 7—12% парафинов. Они не пригодны для производства дорожных вязких улучшенных битумов по обычно принятой технологии. Из этих нефтей получают преимущественно строительные битумы. Сырье приходится пере-окислять до получения битумов с более высокими температурами размягчения, чем это допускается техническим требованием действующих ГОСТов. Так, при производстве битума марки БН-IV сырье должно бытьокислено до температуры размягчения по КиШ порядка 80—95°С, а при производстве битума марки БН-V— порядка 100—120 С, что создает трудности при получении и применении таких битумов. Нефти этой группы могут быть использованы преимущественно для производства высокоплавких битумов. Сырьем должны служить тяжелые прямогонные остатки (Т ыкип- > 525 С). [c.16]

Очевидно, что многочисленные дизъюнктивные нарушения, встречающиеся на Бузачинском полуострове, способствуют окислению и осернению нефтей, а также возрастанию в них асфальтосмолистых компонентов /5/. [c.149]

Тяжелые бузачинские нефти содержат значительное количество смол и асфальтенов (более 20 ). Небольшая глубина залегания этих нефтей, высокая плотность и больпюе содержание асфальтосмолистых компонентов предполагают существенную окисленность нефтей данного района. Однако исследования /5/ ИК-спекктров (отсутствие поглощения в области 1720 см ,характерного для группы С=0), а также низкая температура начала кипения (+33 С) и небольшие содержания бензиновых фракций (4 ) не позволяют считать эти нефти окисленными. [c.149]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология