Изменение состава средних фракций нефти

В последние годы проявляется большой интерес к сераорганическим соединениям, содержащимся в высококипящих дистиллятах. Уже при исследовании их углеводородной части отчетливо прослеживается различие и многообразие химического строения молекул, которое значительно усиливается при переходе к гетероорганическим соединениям. Дистилляты, выкипающие выше 300° С, отличаются как химической, так и физической неоднородностью для них характерно усреднение и сближение элементного состава и свойств составляющих компонентов 24]. В связи с бурным развитием вторичных процессов в нефтепереработке и использованием составляющих нефти в качестве химического сырья, а также с возрастающей потребностью в высококипящих топливах и маслах знание природы и распределения основных функциональных групп ОСС приобретает в настоящее время все больший научный и практический интерес. Одновременно возрастает роль физических и физико-химических методов, которые, не вызывая существенных изменений в структуре молекул, позволяют изучать состав наиболее тяжелых фракций нефти. Оказалось, что для исследования сераорганических соединений высококипящих дистиллятов нефти неприменимо большинство традиционных методов, успешно используемых при изучении состава сераорганических соединений средних нефтяных дистиллятов. [c.11]

В последнее время при разработке генетических классификаций серьезное внимание уделяется реликтовым углеводородам, которые, как полагают, унаследованы нефтью от нефтематеринского органического вещества и структура которых наименее подвержена изменению во времени. В основу типизации положены результаты хроматографирования сырых нефтей и масс-спектрометрического анализа. В качестве эталона, наилучшим образом отражающего средний состав нефти, принята фракция с температурой кипения 200-430 °С. Все нефти разделены на две категории А и В. К категории А отнесены нефти, на хроматограммах которых проявляются в аналитических количествах нормальные алканы к категории В — нефти, на хроматограммах которых пики нормальных алканов отсутствуют. Далее, в зависимости от отно- [c.15]

Первоначально образовавшиеся нефти в рассеянном состоянии или в виде залежей могут иметь различный состав и различную плотность в зависимости от условий образования. Это могут быть легкие нефти с повышенным содержанием низкокипящих фракций, тяжелые нефти со значительным содержанием высококипящих углеводородов и смолистых веществ или же средние по плотности нефти, в составе которых более или менее равномерно распределены различные компоненты. Эти особенности первоначально образовавшейся нефти зависят от состава исходного органического вещества, которое неодинаково в разных геологических условиях, в разных климатических зонах, а также от геохимических условий, от температуры, давления и каталитических свойств пород. Первоначально образовавшаяся нефть подвергается затем различным изменениям (метаморфизму). Характер и направленность происходящих изменений состава нефти определяется изменениями геохимических условий, связанных с историей геологического развития данной толщи осадочных пород, изменениями глубины погружения толщ пород, температуры и давления, миграцией и дифференциацией нефти и газа. По-видимому, повышение давления при погружении осадочных пород способствует образованию нефтяных углеводородов из органического вещества, а также изменению состава нефти. [c.180]

С изменением температуры процесса и объемной скорости подачи сырья в рассмотренных выше пределах углеводородный состав газов меняется сравнительно незначительно, что позволяет рекомендовать для многих расчетов средние составы газов каталитического крекинга легкой и тяжелой фракций туймазинской девонской нефти с алюмосиликатными катализаторами, приведенные в табл. 14. [c.25]

Во многих районах Средней Азии (см. рис. 17, 24, 39, 40 и др., главы 1—111) совершенно определенно выявляется следующая закономерность с глубиной по региональному погружению пластов от горных сооружений, обрамляющих нефтегазоносные районы, изменяются следующие показатели флюидов для нефтей — уменьшение плотности, смолистости, сернистости, степени цикличности углеводородной части, увеличение выхода светлых фракций, в общем — усиление их метанового характера для газов — увеличение относительного содержания гомологов метана и в некоторых случаях гелия, уменьшение количества неуглеводородных компонентов. Все это сопровождается усилением на погружении общей газонасыщенности разреза и газоконденсатного характера залежей, а во многих случаях и увеличением первоначальных геологических запасов нефтей и газов. Одновременно в указанном направлении увеличивается минерализация подземных вод и соответственно изменяется их селевой состав. Особенно наглядны, эти изменения в Ферганской и Амударьинской впадинах. [c.201]

При 60° и 10 атм. давления смешанная культура термофильных цел-люлозоразрушающнх бактерий вместо уксусной кислоты образовывала смесь жирных кислот, в которых были обнаружены пропионовая, масляная и изомасляная кислоты. Вполне возможно, что увеличение давления повысит средний молекулярный вес кислот, но уже и полученный состав продуктов может объяснить состав легких фракций нефти. На основании проведенных работ можно сказать, что при температурах ниже 260° составные части растительных и животных остатков претерпевают следующие изменения 1) целлюлоза при действии бактерий дает кислоты, спирты и кетоны, превращающиеся в парафиновые углеводороды 2) жиры и воска под действием микроорганизмов омыляются и под влиянием глин образуют парафин и церезин 3) смолы, терпены и стерины дают под влиянием глин нафтены и ароматические углеводороды 4) протеины, повидимому, могут явиться основанием для азотистых соединений нефти и битумов 5) путь превращения лигнина не изучен. [c.400]

Такая же закономерность изменения литологического состава пород наблюдается и вблизи Южно-Эмбенского поднятия (Днепров, 1962)v Нефти Каратонского и Южно-Эмбенского районов отличаются от нефтей Гурьевского района повышенным содержанием серы, доходящим в наиболее тяжелых разностях до значений, превышающих 2%. В соот- ветствии с этим находятся и другие их свойства. Следует, однако, отметить, что нефтям Каратонского района также свойственна низкая смо- листость, а углеводородный состав (к сожалению, представленный очень неполнЗыми данными) отражает необычное для большинства сернисты нефтей высокое содержание нафтеновых углеводородов и пониженное количество углеводородов метановых. Так или иначе, эмбенский тип в этих нефтях проявляется не в чистом виде, даже при учете различий в осерненности — на это указывают пониженные по сравнению с нефтями Гурьевского района значения структурных индексов средних фракций. . [c.147]

Табл. 47 показывает специфическую характеристику нефтей интервала глубин до 500 м, объясняющуюся, конечно, не метаморфизмом, а влиянием окислительных изменений. Близки между собой нефти обоих последующих интервалов. Отличие от них средней нефти, относящейся к глубинам более 1500 м, связано с резким цреобладанием в этой зоне нефтей легкого структурного типа (Ii), характеризующегося преим тцественно метановым составом. Напомним, что углеводородный состав этого структурного типа близок до идентичности к составу. нефтей того же типа в зоне 500—1500 так что в данном случае имеется полная аналогия mutatis mutandis с приведенным выше примером по нефтям Самарской Луки там — на характеристике суммарного дистиллята отражались различия в количественных соотношениях одинаковых по составу фракций, здесь — различия в средних нефтях обусловлены изменением количественных соотношений одинаковых по своей характеристике структурных типов. [c.237]

Как пример очень слабой дифференциации углеводородной системы (на фоне других залежей Шаимского района) можно рассматривать Филипповское месторождение (нижняя—средняя юра). Если не считать некоторый разброс точек, отражающих состав газа, то по всей высоте залежи изменения параметров практически не отмечается. Плотность нефти находится в пределах 0,825— 0,850 г/см , условный градиент при этом равен 0,18. Содержание серы колеблется от 0,3 до 0,45%, выход легких фракций—от 24 до 29%, содержание смол силикагелевых составляет 4,4—5,2%. Ас-фальтены встречены в количестве 0,5—1,2%, вязкость нефти при 20°С колеблется около 10 сСт, содержание азота в нефти изменяется от 0,05 до 0,15%). При этом можно говорить о слабой тенденции к снижению доли азота в подошве залежи. Метан составляет 54— 84%, причем некоторое нарастание фиксируется по направлению водонефтяиого контакта. Углекислота и азот в газах отмечены е количествах, близких к нулевым. Пластовая температура по всей высоте залежи составляет 80°С, за исключением единичного замера (76°С). В распределении водорода, присутствующего в количестве до 0,1% и несколько вьше, проявляется слабая тенденция к увеличению содержания к замку ловушки. [c.107]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология