Нативные нефти

Интересно отметить, что, несмотря на пиролиз, концентрация высокомолекулярных нормальных алканов в нефтях, полученных из асфальтенов, не уступает содержанию тех же углеводородов в нативных нефтях типа A . Можно предположить, что относительная величина содержания парафиновых цепей в асфальтенах различных нефтей (как продуктов, менее всего подвергшихся биодеградации) может быть использована в качестве дополнительного критерия определения фациального (генетического) типа нефтей. Например, асфальтены, выделенные из древних нефтей Восточной Сибири, исходное вещество которых заведомо было морского происхождения, не содержали в своем составе парафиновых цепей длиннее, чем В то же время асфальтены мезозойских нефтей Западной Сибири имели в своем составе парафиновые цепи вплоть до С40, что указывает на присутствие в исходном органическом веществе остатков высшей растительности. [c.249]

Непредельные углеводороды (олефины) с общей формулой СпН2п для алкенов и Сг,Н2п-2 Для диалкенов в нативных нефтях и природных газах обычно не присутствуют. Они образуются в химических процессах переработки нефти и ее фракций (термический и каталитический крекинг, коксование, пиролиз и др.). В газах этих процессов содержание олефинов С1-С4 составляет 20-60 % мае. К ним относят этилен, пропилен, бутен-1, бутены-2 (цис- и транс-формы), изобутилен, бутадиен. Жидкие алкены (Сз-С ) нормального и изостроения входят в состав легких и тяжелых дистиллятов вторичного происхождения. [c.33]

Наиболее близка по химическому составу к остаточной нефти нефтяная фракция, отбензиненная до 220 С, но в отличие от нее остаточная нефть обогащена смолами и асфальтенами. Имитированная разгонка изучаемых нефтей до 550 С показала,что до 350 С ход кривой разгонки отбензиненной нефти аналогичен остаточной, а после 400 С приближается к нативной нефти. [c.74]

Исследование АС возможно двумя путями непосредственно в нативной нефти, а также после их выделения и разделения. Первый путь позволяет изучить АС в состоянии, наиболее близком к природному. Однако из-за малого содержания этих соединений в нефтях возможны заметные ошибки. Второй путь позволяет эти ошибки уменьшить, одпако при химическом воздействии на нефть нри разделении и выделении АС возможно изменение их структуры. [c.4]

Основная масса АО (68—89%) переходит в нерастворимый в углеводородной среде осадок (табл. 43). ДМСО из нативной нефти дополнительно [c.78]

В работах [14, 16] сообщалось также об оценке экспериментальных исследований, как нативной нефти, так и различных групп углеводородов, препаративно выделенных из нее адсорбционно-хроматографическим методом (по результатам тестов на бактерицидные свойства, выделительную функцию почек, состав крови и различные виды обмена веществ в организме животных). Наиболее эффективным биологическим действием обладали нафтеновые углеводороды. Смолы и полициклические ароматические углеводороды проявляли токсичность. [c.19]

Наиболее важный показатель качества нефти, определяющий выбор метода переработки, ассортимент и эксплуатационные свойства получаемых нефтепродуктов, - химический состав и его распределение по фракциям. В исходных (нативных) нефтях содержатся в различных соотношениях все классы углеводородов, кроме непредельных (алкенов) соединений парафиновые (алканы), нафтеновые (циклоалканы), ароматические (арены) и гибридные - пара-фино-нафтено-ароматические. [c.71]

Для приготовления модели остаточной нефти была использо-иапа отбензиненная нативная нефть, в которую были добавлены смолы и асфальтены в количестве до 25 %. Групповой состав, плотность, вязкость остаточной уршакской нефти и ее модели представлены в табл. 17. Модель остаточной нефти по групповому составу, плотности,вязкости идетггична остаточной уршакской нефти. [c.74]

Для окисления использоиались отбензиненная уршакская нефть и выделенные из нее смолы и асфальтены. Кроме того, окислению подвергались деасфальтизированная и обессмолетгая уршакская и ярегская нефти.Последняя является фактически природной отбензиненной нефтью, поскольку характеризуется высокой молекулярной массой и практически полным отсутствием легких ( фракций. Следует отметить, что сераорганические соединения нативной нефти в основном концентрируются в асфальтенах и смо (ах (до 58%), а в деасфальтизированной обессмоленной нефти их содержится около 18%. [c.76]

Установлено, что в нативных нефтях содержатся ванадил- и никельпорфирины, в остаточных последние не обнаружены. В остаточной нефти Арланского месторождения содержание ванадилпорфиринов уменьшается в 1,3, а. в остаточной нефти Ишимбайского увеличивается в 1,75 раза по сравнению с добываемой. Металлопорфирины добываемой нефти по структуре относятся к филло- и этиотипу, остаточной нефти - к этиотипу. Металлопорфирины добываемой нефти имеют более разветвленную структуру, чем металлопорфирины остаточной. [c.103]

Для изучения влияния водорастворимых азотсодержащих по-ли<1)уикщганальных реагентов на структурно-групповой o ia нефтей были использованы нативные нефти Арланского, Нурлатского, Мангышлакского и других месторождений. [c.129]

Сведения о каких-либо других функциональных гетероатомных заместителях с малой массой, присоединенных к порфинно-му циклу геопорфириновых молекул, в литературе отсутствуют. Было установлено существование среди аномальных нефтяньщ порфиринов некоторого количества соединений, содержащих гидроксильные или карбонильные группировки, хотя возможно, что такие соединения, входящие в состав нативных нефтей, являются артефактами. [c.323]

Методы ИК-спектроскопии были использованы при исследовании татарских и пермских нативных нефтей [36]. Закономерное изменение оптических свойств нативных нефтей в пределах залежи в зависимости от геологических условий залегания позволило использовать их для контроля за миграцией нефти в одно- и многонластовой залежи, а также в различных месторождениях. Это хорошо иллюстрируется результатами исследования 31 нефти (табл. 21). Все ИК-спектры нефтей похожи друг на друга. Различие состоит в разной интенсивности характеристических полос поглощения. Исследованные нефти имели следующие относительные коэффициенты [c.29]

Коэффициенты светопоглощения нативных нефтей Татарской АССР и Пермской области [c.29]

В силу развитой поверхности пор важным коллоидно-химическим фактором, влияющим на эффективность добычи нефти, является строение и толщина слоев нефти на границе с коллекторными породами. Граничный слой толщиной порядка нескольких микрометров представляет собой дисперсную систему, по строению и свойствам отличную от объемной фазы нефти, которая характеризуется собственной дисперсностью. Неоднородность дисперсного строения породы и дисперсность нативной нефти осложняют решение, казалось бы, очевидной задачи — регулирование толщин граничных слоев в соответствии с размерами капилляров породы. Исходя из того, что большая доля нефти не может быть извлечена на дневную поверхность и находится в граничносвязанном состоянии, проблему повышения коэффициента нефтеотдачи можно решить, связав ее именно с регулированием толщины граничных слоев нефти. [c.51]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология