Анализ содержания воды в нефти

Анализ нефти состоит из определения плотности, содержания воды, солей и потенциального содержания светлых нефтепродуктов и масел или их компонентов. Нефть анализируют перед переработкой данные анализа дают возможность определить, какой режим перегонки следует установить па установке и какие продукты и в каком количестве следует из нее получить. [c.213]

Г лава 6. АНАЛИЗ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ И СОЛЕЙ В НЕФТИ [c.73]

Анализ содержания воды в нефти [c.73]

Узкий и симметричный пик Н2О при хроматографировании ее на полимерных сорбентах позволяет с большой точностью проводить количественный анализ содержания воды в нефти и нефтепродуктах, углеводородах, в декстрине и циклодекстринах, спиртах, кислотах, нитрилах, органических растворителях, атмосферных газах, окислах азота и серы, сероводороде, сероокиси углерода, двуокиси углерода, используемой в качестве теплоносителя в ядерных реакторах, а также определять воду, находящуюся в виде жидких включений в минералах [25, [c.121]

Содержание воды в нефти определяют с помощью изложенного в предыдущей главе метода и в аппарате Дина и Старка. Перед выполнением других анализов нефть должна быть обезвожена. В лабораторных условиях обезвоживание нефти производится либо путем нагрева и отстоя, либо с помощью реагентов, поглощающих влагу, либо перегонкой. [c.189]

В настоящее время на АВТ применяют автоматические приборы для определения вязкости, температуры вспышки, фракционного состава, содержания воды в нефти, плотности, содержания смол и др. Автоматы и приборы качественного анализа устанавливают в специальном помещении и питают из технологических трубопроводов установки. В перспективе весь контроль за качеством получаемой продукции на установке должен производиться в потоке с мгновенной выдачей команды от автомата к регулирующему устройству. [c.157]

Несмотря на расширяющееся применение приборов автоматического контроля, значительное количество показателей качества сырья, полуфабрикатов и готовых нефтепродуктов все еще определяется лабораторными анализами. Суммарная трудоемкость контрольных операций определяется их номенклатурой и периодичностью. Она характеризуется заметными различиями. Так, анализы сырой нефти на содержание воды и солей выполняются от 8 до 24 раз в сутки, определение плотности — от 8 до 16 раз, анализ фракционного состава бензина с установок АВТ — от 1 до 4 раз, вакуумная разгонка мазута — от 1 до 6 раз определение вязкости бензина установок [c.109]

Причины появления примеси в сточных водах разнообразны. Для оценки качества подготовки сточных вод в каждом конкретном случае необходимо исследовать условия их формирования и свойства по разработанной методике, которая сводится к физико-химическому анализу проб каждого вида стока, входящего в состав сточных вод, от начала его формирования и до узла сбора и подготовки. Наряду с общепринятыми анализами (содержание нефти и твердой примеси) определяют поверхностное натяжение, плотность, дисперсность эмульгированной нефти (или кинетику всплывания нефтяных частиц) стоков содержание органических и неорганических веществ, в том числе нерастворимых в соляной кислоте твердой примеси. При значительном (более 50%) содержании твердой примеси, растворимой в соляной кислоте, определяют содержание солей кальция, магния, железа. [c.364]

Электролиты для гальванических покрытий — идеальней случай для атомно-абсорбционного анализа. Электролит разбавляют и вводят в атомизатор определяют основные компоненты и примеси. В нефтяной промышленности определяют малые примеси никеля, меди, железа, натрия и ванадия в нефтепродуктах, так как эти примеси отравляют катализаторы, применяемые при переработке нефти определяют содержание свинца в бензине и металлов в смазочных маслах применяется также для анализа природных вод, сточных вод промышленных предприятий, воды для паровых котлов, а также атмосферных осадков. При очень малом содержании элементов (ниже предела обнаружения) проводят их концентрирование. [c.252]

Из рисунков видно, что коэффициенты подачи установок зависят от обводненности нефти и от диаметров насосов. В определенных пределах обводненности коэффициенты подачи установок значительно уменьшаются и оказываются наименьшими при откачке нефти с содержанием воды 62%. Чем выше диаметр насоса, тем больше коэффициент подачи установок (независимо от степени обводненности нефти). При малых диаметрах насосов коэффициенты подачи низкие и мало зависят от обводненности нефти. С ростом диаметра насосов влияние обводненности на коэффициент подачи установок усиливается. Из результатов этого анализа следует, что при содержании воды в продукции скважин от 30 до 70 % для добычи нефти следует рекомендовать насосы большого диаметра. [c.105]

Нефть, поступающая из сырьевого парка, анализируется один раз в сутки или по каждому резервуару, если в течение суток нефть берется из нескольких резервуаров. Для анализа берут среднюю по высоте резервуара пробу нефти и в ней определяют содержание воды и минеральных солей содержание растворенного газа фракционный состав. [c.423]

На основе анализа выявлено, что большинство аварий станков-качалок наблюдается при добыче нефти с содержанием воды от 10 до 64%. Оказалось, что на этих скважинах фактические нагрузки превышают допустимые. [c.108]

Фактически вследствие подщелачивания нефти концентрация хлористого водорода в конденсационной воде АВТ значительно меньше. Данные анализов конденсационной воды, приведенные в табл. 1, свидетельствуют о том, что эти концентрации равны — 0—600 мг л (т. е. 0,06%), содержание сероводорода колеблется от [c.183]

Первый способ расчета количества дополнительно добытой нефти основывается на тщательном анализе закономерностей изменения обводненности добываемой жидкости по каждой добывающей скважине в течение всего эксперимента. С учетом закономерностей динамики обводненности добываемой продукции получены формулы для расчета количества дополнительно добытой нефти благодаря снижению содержания воды в продукции скважин и за счет удержания роста обводненности добываемой жидкости. Для прогнозирования расчетной обводненности продукции скважин предложена [c.39]

Кроме анализа нефти в резервуарах не менее одного раза в сутки контролируется содержание воды и минеральных солей в нефти на выходе из последнего электродегидратора блока ЭЛОУ. [c.424]

Операторы-контролеры за один год добились снижения содержания нефтепродуктов в сточных водах технологических установок 43-102/2 - в 4 раза, АВТ-3,4 - в 9 раз, АТ-2 в в 30 раз, 24-6/2,3 - в 70 раз. В 1974 г. было выявлено 250 источников потерь, 244 из них были устранены за короткие сроки. Результаты анализов содержания нефтепродук -тов в промышленных стоках и в атмосфере, итоги рейдов опе-раторов-контролеров в ночное время и в нерабочие дни систематически рассматриваются руководителями комбината. В случае обнаружения отклонений от утвержденных норм потерь срочно принимаются необходимые меры для ликвидации источников потерь нефти и нефтепродуктов. [c.16]

Поступающая на установку нефть после деэмульсации, обезвоживания и обессоливания должна дополнительно отстаиваться в сырьевых резервуарах от остатков воды. После того как отстоявшиеся вода и грязь из резервуаров спущены, производится анализ нефти на содержание воды. Если этот анализ показывает допустимую обводненность, то нефть подается на установку. [c.129]

По данным корреляционно-регрессионного анализа о составе нефтей, глубине их залегания, пластовой температуре и давлении, типе вод и коллекторов был рассчитан предполагаемый тип углеводородного флюида исходя из плотности и содержания парафино-нафтеновых УВ. При прогнозировании типа скоплений УВ были приняты следующие предпосылки при плотности > 0,800 г/см - нефть, 0,800 - 0,790 г/см - нефть и конденсат, 0,790-0,700 г/см - конденсат, < 0,700 г/см — газ. Как видно из табл. 49, на одних и тех же глубинах в зависимости от генетического типа нефтей могут быть встречены разные типы скоплений УВ. Так, например, на глубине 4 км в юрских и нижнемеловых отложениях предполагаются нефтегазоконденсатные залежи, в верхнемеловых — нефтяные, в палеоценовых - газоконденсатные, в олигоценовых - газоконденсатнонефтяные. [c.153]

Прй действии на нефть серной кпслоты наблюдается разогревание смеси. Оно находится до известной степени в связи с содержанием в нефти смолистых (гезр. непредельных) соединений. Если работать в одном и том же приборе, и, вообще, в равных условиях, то разогревание может сохранять постоянную величину для одной и той же-нефти. Это наблюдение пытался использовать Кисслинг (66) для нриблизгггельной характеристики нефти. Как известно, аналогичный метод анализа существует для смесей серной кислоты с водой и там оказьгвается достаточно точным. Но, конечно, в случае смесей с серной кислотой и нефтью, тепла выделяется гораздо меньше, и полу- [c.88]

Нефтяной смолой называется продукт пирогенизации нефти, получающийся в качестве главного или побочного продукта при разложении нефти в ретортах, генераторах и т. п. В зависимости от исходного материала нефтяная смола может обладать различными физическими и химическими свойствами. Заводы, ароматизирующие нефть, большей частью имеют дело уже с более или менее диферен-цированными продуктами, вроде холодильной или гидравличгой смолы. Во всяком случае все они оцениваются с точки зрения содержания легкого масла, что и имеет в виду "йх анализ. В исключительных случаях смола рассматривается и как, топливо, и тогда определяется еще и ее теплотюрная способность. В отношении технических условий обработки часто бывает необходимо знать содержание воды и взвешенной сажи. [c.397]

За 16—18 ч до проведения анализа готовят эмульсию, чтобы обеспечить формирование защитных слоев на каплях эмульгированной воды. В пробе нефти определяют содержание воды по ГОСТ 2477-65, помешают ее в стакан гомогенизатора и приливают дистиллированную воду, чтобы суммарное ее содержание в нефти составило 10%. Образец перемешивают при частоте врашения 5000 об/мин в течение 1 мин, определяют на седиментографе дисперсный состав эмульсии содержание глобул воды с радиусом 1-6 мкм должно составлять 70-80%. В случае образования эмульсии, не укладывающейся по дисперсному составу в указанные пределы, пробу дополнительно подвергают перемешиванию в течение 1 мин при 10000 об/мин. Через 16-18 ч эту эмульсию можно использовать для определения эффективности деэмульгаторов. [c.150]

Нефть и нефтепродукты отгружаются в танках судов без пломб. Пригодность танков судна для налива нефти или нефтепродуктов в техническом и коммерческом отношении определяется перевозчиком. Качество нефти и нефтепродуктов в танках судов определяется на основании анализа проб, отобранных из танков после налива — в порту отправления и перед сливом — в порту назначения. При обнаружении в порту назначения более повышенного содержания воды в нефти или нестандартности нефтепродуктов по сравнению с данными паспорта качества и требованиями соответствующих государственных стандартов вопрос об ответственности грузоотправителя и перевозчика решается сторонами в претензионном порядке, а при неурегулировании спора — органом арбитража в зависимости от результатов анализа арбитражных проб нефти и нефтепродуктов, хранящихся у грузоотправителей, и анализов капитанской пробы , следовавшей с грузом. [c.77]

Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагометрами и солимера-ми или определяют по результатам анализов объединенной (среднесменной) пробы нефти, проведенных в аналитической лаборатории. [c.15]

Очевидно, что вклад погрешности, обусловленный непредставительным пробоотбо-ром или неадекватной подготовкой пробы к анализу в случае таких неоднородных систем, как нефть-вода, будет очень весомым. Не исключено, что во многих случаях он значительно превысит погрешность инструментального измерения показателя. В то же время практически не существует методик оценки погрешности пробоотбора или пробоподготовки и ее вклада в общую погрешность измерений содержания воды. Однако эта составляющая неявно присутствует в практике учетно-расчетных операций. Она всплывает в виде разногласий или коммерческих споров между поставщиком и потребителем по результату измерения. Подчас создается парадоксальная ситуация, связанная с неопределенностью этого фактора. Измерительная аппаратура в лабораториях поставщика и потребителя практически идентична и сличена. В то же время расхождение результатов измерения проб, отобранных каждой лабораторией из одной партии нефти, отличается более чем на [c.251]

Перед выполнением операций обессоливания и обезвоживания в обязательном порядке проводят лабораторный анализ нефти с целью определения содержания воды и примесей, разновидность примесей, а также состояние, в каком находится вода. Однозременно с обезвоживанием нефти происходит и ее обессоливаиие, так как вода удаляется вместе с растворенными в нефти солями. В отдельных случаях для улучшения процесса обессоливания в нефть подают дополнительно пресную воду, растворяющую минеральные соли. [c.111]

Анализ испытаний опытных образцов барабанных нефтесборщиков с поглощающими оболочками на основе ватина толщиной 10-20 мм показал, что при их стабильной и безотказной работе аппараты могли бы продолжать и далее нефтесбор и данные по их интегральной производительности не являются предельными. Удельная производительность нефтесборщиков определяется, в первую очередь, толщиной нефтяного слоя на поверхности воды. При уменьшении толщины слоя до величины менее 1 мм процесс нефтесбора лимитируется не характеристиками самого аппарата и нефтепоглощающих оболочек, а скоростью растекания нефти в тонких пленках по поверхности воды и подтекания нефти к зоне работы нефтесборпдака, так как вокруг погруженной в воду части барабанов с поглощающими оболочками в силу интенсивного нефтепоглощения образуется зеркало чистой воды шириной в несколько сантиметров. Поэтому в процессе зачистки зеркала воды от нефтяной пленки, благодаря высокой селективности используемого сорбента, производительность нефтесборщика резко снижается, содержание воды в собираемом небольшом количестве продукта растет и достигает 50% и более. [c.157]

Данные, полученные на заводе и в Уфимском нефтяном университете, показали, что при термохимической обработке содержание воды в эмульсии уменьшается на 70-755 . Значительно обезвоженная эмульсия подвергается дальнейшей обработке, обеспечивающей разделение ее на составляшще компоненты воду, нефтепродукты и взвешенные вещества. На этой стадии обработки эмульсия смешивается с остатком ловушечной нефти в соотношении 10-20 на 80-90 соответственно. Полученная смесь поступает в товарный резервуар. После двухсуточного отстоя вода дренируется, продукт анализируется по ос-Н0В1ШМ показателям котельного или судового топлива. По результатам анализа принимается решение по Дальнейшему его использованию. Таким образом действующая на предприятии технология является безотходной. [c.167]

Разделение нефти на фракции производится на установках первичной перегонки нефти — атмосферных трубчатках (АТ) или атмосферно-вакуумных трубчатках (АВТ) с применением дистилляции и ректификации. При первичной перегонке нефти вырабатываются сжиженный углеводородистый газ, бензино -вые, керосиновые и дизельные фракции, мазут. При вакуумной перегонке мазута дополнительно получаются вакуумные дистилляты и гудрон. На установках АВТ (АТ) предварительно подготовленная нефть, в которой содержится около 0,1% воды, поступает в колонну предварительного отбензинивания нефти (К-1). В процессе перегонки нефти вода испаряется и вместе с углеводородными газами и бензиновыми фракциями выводится из ректификационной колонны К-2 в конденоаторы. На отдельных установках для улучшения отбензинивания нефти в колонну К-1 подают пар. Сконденсировавшиеся продукты направляются в газосепаратор, из которого сверху отводится газ, затем бензин, а отстоявшаяся вода сбрасывается в канализацию. Сточные воды, образующиеся при переработке нефти и нефтепродуктов, в дальнейшем будем называть технологическими конденсатами, поскольку в этих процессах используются пар или вода. Качество технологического конденсата из колонны К-1 зависит, главным образом, от качества перерабатываемой нефти и примятого режима отбензинивания. Так, анализ сточных вод на нескольких НПЗ показал, что при переработке сернистых нефтей содержание в них сульфидов (в пересчете на сероводород) колеблется в пределах 3—20 мг/л (табл. 1.2). При переработке высокосернистой нефти типа арланской содержание сульфидов в воде практически остается таким же при поступлении на переработку нефтей типа введеновской и чекмагушской загрязненность сульфидами возрастает и может достигать 400 мг/л. Так как технологический режим колонны К-1 на установках АВТ (АТ) практически одинаков, то такое значительное различие объясняется присутствием в введеновской и чекмагушских нефтях нестойких сернистых соединений, способных разлагаться при температуре до 170°С (температура нагрева сырья колонны К-1). [c.12]

Преимуществами сточной воды АО Искож перед промысловыми сточными водами являются отсутствие в ней нефтепродуктов, повышенное значение pH, наличие растворенных ПАВ, снижающих межфазное натяжение на границе вода — нефть, отсутствие коррозионно-активных компонентов, таких, как СОз и НзЗ. Для сравнения приведем данные о содержании нефтепродуктов в промысловых сточных водах Арланского месторождения, используемых в системе поддержания пластового давления. По данным анализов вод, проводимых ЦНИПРом НГДУ Арланнефть , содержание нефти и нефтепродуктов в сточных водах меняется от 40 до 160 мг/л. Такое высокое содержание в водах диспергированной нефти является одной из главных причин снижения приемистости водонагнетательных скважин. Поэтому значительный объем работ выполняется по восстановлению приемистости скважин, что удорожает добычу нефти. Кроме того, легко доказать, что снижение приемистости водонагнетательных скважин сопровождается уменьшением коэффициента охвата пласта воздействием. [c.348]

При закачке сточных вод в пласт вносится значительное количество мехпримесей, окисленных и загущенных нефтепродуктов, в результате чего снижается приемистость скважин и, в конечном счете, коэффициент нефтеизвлечения. Взвешенные частицы оказывают также значительное влияние на реологические свойства нефти. Анализ дегазированных проб нефти Ромащкинского месторождения показал, что все они являются нелинейно-вязкими жидкостями, что связано с содержанием в них мельчайших частиц глины, кремнезема, кальцита, железной окалины и других примесей, ведущих к образованию нефтяных дисперсий со сложным реологическим поведением. [c.144]

Результаты расчета обоими методами и их сравнение по рядам эксплуатационных скважин с фактнческилш показателями по Константиновскому месторождению иллюстрируются графиками на рис. 2. Из анализа этих графиков видно, что метод М. М. Саттарова дает более заниженные результаты по сравнению с методом УНИ. Как в том, так н в другом случае по первому и третьему рядам скважин расчетные значения доли нефти в добываемой жидкости меньше фактических. Это довольно просто можно объяснить зональной неоднородностью пласта и промысловым перераспределением добычи жидкости по эксплуатационным скважинам. Как правило, отбор жидкости на промысле из сильно обводняющихся скважин ограничивается при соответствующем увеличении добычи из безводных и мало-обводненных скважин. Это приводит к искусственному снижению процентного содержания воды, что, конечно, очень трудно отразить в расчетах. [c.96]

Анализ характера изменения обводненности добываемой жидкости на опытных объектах показал, что по значительной части скважин обнаруживается существенное снижение обводненности добываемой жидкости. Это обстоятельство является важным доказательством улучшения выработанности запасов нефти за счет более полного вытеснения нефти из пористой среды и увеличения охвата пласта воздействием. Установлены зависимости в характере изменения обводненности. На малообводненных скважинах, в продукции которых содержание воды не превышает 15%, в течение всего промыслового эксперимента (более 7 лет) обводненность практически не меняется и находится на уровне, соответствующем значениям на начало эксперимента. При начальной обводненности от 15-20% до 60-70%, как правило, происходит снижение обводненности в течение 6-7 лет. На скважинах с начальным содержанием воды в продукции более 70% наблюдается снижение темпа роста обводненности в течение всего анализируемого периода. [c.38]

Метод комплексообразования нашел широкое применение для избирательного извлечения н-алканов (депарафинизации) в лабораторной практике при количественном анализе содержания н-алканов в средних фракциях нефти (200 - 400 °С). Образующийся при этом комплекс (белый пастообразный осадок) отделяют от нефтепродукта в фильтрующей вакуумной воронке, промывают чистым растворителем и сушат. После этого просушенный комплекс разлагают нафеванием до 80 - 90 °С (горячей водой), в результате чего образуются слой парафина и карба-мидный раствор. Чистота слоя парафина по сумме алканов составляет обычно 95 - 97% (мае ). [c.200]

Метод ЯМР широких линий позволяет быстро, не разрушая образца, определять содержание воды в различных материалах. Для проведения анализа обычно требуется не более 1—2 мин. В реальных условиях получается сигнал от протонов, находящихся в жидкой фазе, и поэтому его величина зависит от общего числа протонов в растворе. Поэтому при анализе любого нового образца необходимо предварительно установить, имеются ли в жидкой фазе другие, помимо воды, водородсодержащие компоненты. Такая ситуация может иметь место при анализе вязких жидкостей либо твердых тел, находящихся в жидкости. Часто необходимо вносить соответствующие поправки на присутствие других, т. е. неводных компонентов. Например, в спектрах некоторых воднонефтяных смесей, снятых при комнатной температуре, сигнал соответствует суммарному количеству протонов воды и нефти. При понижении температуры, например при —20 °С, вода вымораживается, и сигнал в этом случае обусловливается исключительно протонами нефтяного компонента. В этом случае можно определить содержание воды по разности [159]. Элзкен и Кунзман [49] при анализе водорастворимой фракции яблок, содержащей [c.467]

По объему выделившегося при реакции метана измеряют содержание воды в анализируемом образце. Подобным образом были проанализированы нефть [112], активированный уголь, глина и кукурузный крахмал [179], неорганические гидраты [107]. Терентьев и сотр. [179] считают, что лучше использовать не метилмагнийбромид, а метилмагнийиодид. По методике этих авторов 0,05—1 г образца отвешивают в колбу и заливают 1—3 мл сухого эфира затем добавляют несколько миллилитров 2,5 н. раствора метилмагнийиодида в эфире и измеряют объем выделившегося метана. Упрощенный способ анализа с помощью реактива Гриньяра предложил Михкельсон [128] образец растворяют в обезвоженном толуоле, реактив Гриньяра вводят в ампуле и систему вакуумируют, прежде чем разбить ампулу. Для расчета содержания активного водорода по объему выделившегося метана используют эмпирическое соотношение, полученное по данным анализов известных систем. [c.559]

Являясь источниками водоснабжения, реки, озера и водохранилища одновременно служат коллекторами сточных вод, количество которых растет пропорционально водопотреблению. Биологическая жизнь водоемов, их способность к самоочищению нарушается присутствием нефти и масел, фенола, синтетических детергентов, пестицидов, целого ряда микроэлементов, анализ содержания в воде которых сильно затруднен. Известны л1Ного-численные примеры, когда загрязнение воды в разных районах нашей планеты достигало катастрофических размеров. В результате гидротехнического строительства усилилось развитие водо- [c.9]

МДж/кг от —10 до 60°С (в закрытом тигле), КПВ 1,1—7,5% содержание серы 0,05—0,1 %, соед, кислорода ч азота 0,05—0,15%. Получ. дистилляцией нефти и каталитич. крекингом (иногда с послед, щел. очисткой, промывкой водой, гидроочисткой). РЕАКТИВНЫЕ ИНДИКАТОРНЫЕ БУМАГИ, содержат закрепленные на них (адсорбционно или ковалентно) т. н. хромогенные реагенты, изменяющие цвет при вэаимод. с определяемыми в-вами или прн определ. pH. Примен. в экспресс-анализе минералов, вод, продуктов жизнедеятельности организмов, экспресс-диагностике и дактилоскопии для качеств, и полуколичеств. определения хим. элементов, соед., pH р-ров. Напр., бумаги - РИБ> исполй. в карманных индикаторных устройствах для определения металлов с пределами обнаружения ок. 0,005 мг/мд кислотно-осн. универсальные индикаторные бумаги, к-рые содержат смесь 4— кислотно-осн. индикаторов, примен. для определения pH водных р-ров в интервале 1—14 лакмусовая бумажка и бумажка, пропитанная р-ром конго красного, меняют окраску при pH соотв. 6,0—8,0 и 2,5—4,0. РЕАКТИВЫ химические, индивидуальные в-ва, их р-ры или смеси строго регламентированного состава (св-в), выпускаемые в форме, обеспечивающей надежность хранения и удобство применения для науч. исследований и хим. анализа. Р. различают по степени чистоты. Единой их классификации по этому признаку нет часто выделяют след, марки (перечислены в порядке снижения степени чистоты) особо чистые вещества (осч), чистые для анализа (чда) и чистые (ч). Обычно квалификация <ч> присваивается Р. с содержанием осн. в-ва не менее 98%. [c.497]

Для активационного анализа на быстрых нейтронах наиболее часто используют нейтронные генераторы. Особенно успешно применяют быстрые нейтроны для определения легких элементов, таких, как азот, кислород, фтор и медь. Для улучшения воспроизводимости и правильности анализа образец при облучении обычно вращают. Промышленные образцы генераторов на основе взаимодействия с тритием могут также давать поток нейтронов плотностью до 10 ° нейтр/см2-с. Ядерная реакция N(ra, 2 ) N позволяет определять содержание азота в различных основах. В [338] исследован матричный эффект нри установлении содержания азота в нефтепродуктах. Показано, что реакции С (р, y) N и С(р, n) N зависят только от весового количества углерода. Матричный эффект имеет линейную зависимость от веса углерода и может быть учтен при определении азота. Для оценки порядка, даваемого интерферирующими реакциями 0(р, a) N, С(р, n) N, (rf, n) N, введен азотный эквивалент [339, 343]. Результаты показали, что присутствие О и С в образцах вместе с Н ограничивает предел обнаружения азота, особенно при большом содержании воды. Вторичная же реакция С(р, п) может быть также использована для определения азота в углеводородах. Показана возможность обнаружения кремния в маслах [340], алюминия и кремния [341] —в нефти с использованием быстрых нейтронов. Разработана методика нейтронно-активационного определения кислорода, натрия и серы в нефти на основе ядерных реакций 0(д, p) N, 2зна(п, ц)2ор, З25(д р)32р соответственно [342]. Оценены возможности определения кислорода и серы в нефтепродуктах с использованием нейтронов с энергией 14 МэВ [344, 345]. С применением изотопных источников или генераторов нейтронов [322] можно [c.88]

С водой ни нефть, пи углеводороды практически пе смешиваются. Их взаимная растворимость ничтожна и не превышает сотых долей процента. Труднее всего в воде растворяются парафиновые углеводороды, более легко — ароматические. С увеличением молекулярного веса углеводородов растворимость их в воде уменьшается. В тех случаях, когда при эксплуатации нефтепродуктов присутствие в них воды i eдoпy тимo даже в минимальных количествах, содержание воды контролируется специальными методами анализа. [c.86]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология