Нафтеновые компоненты нефтей

В противоположность насыщенной структуре парафиновых и циклопарафиновых углеводородов ароматические углеводороды обладают двойной связью, сообщающей им ароматические свойства, т. е. аномальную удельную дисперсию, высокую растворяющую способность, реакционную способность водородных атомов в кольце и т. д. Подобно нафтеновым углеводородам ароматические углеводороды в низкокипящих фракциях являются моноциклическими, а в высококипящих фракциях — поли-циклическими. Полициклические углеводороды в нефти часто содержат циклопарафиновые и ароматические кольца. Ароматические углеводороды также являются важными компонентами нефти, в особенности ее высококипящих фракций. [c.12]

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]

Степень извлечения низкоиндексных компонентов зависит от расхода растворителя, определяемого сочетанием его растворяющей способности и избирательности, химическим составом сырья и требуемой степенью очистки. С повышением пределов выкипания масляных фракций в их составе -увеличивается содержание полициклических ароматических и нафтено-ароматических углеводородов, а также смол и серосодержащих соединений, подлежащих удалению. Поэтому при прочих постоянных условиях (температуре, способе экстракции) расход растворителя, необходимый для очистки, увеличивается по мере утяжеления сырья. В то же время при увеличении кратности растворителя к сырью выход рафината уменьшается, одновременно изменяются его химический состав, а следовательно, и свойства. На рис. 21 и 22 показано влияние кратности растворителя на показатели селективной очистки дистиллята одной из восточных нефтей [19]. С увеличением расхода растворителя независимо от его природы выход рафината снижается, а его индекс вязкости растет. Однако при практически одинаковой кратности растворителя к сырью выход рафината заметно ниже в случае очистки фенолом. Высокая растворяющая способность фенола при средней его избирательности приводит к большему извлечению смолистых веществ от их потенциального содержания в дистилляте (см. кривые 4) и большему переходу в экстракт парафино-нафтеновых компонентов (см. кривые 1). [c.94]

Нафтеновые компоненты нефтей [c.217]

При восстановлении получающихся непредельных циклических кетонов в условиях недр образуются нафтеновые углеводороды. Иными словами, в результате деградации алифатических кислот могут генерироваться не только парафиновые, но и нафтеновые компоненты нефти. [c.115]

Некоторые компоненты нефти, которые обычно считаются вредными, в некоторых областях назначения могут быть весьма ценными. Например, смолы, жирные и нафтеновые кислоты повышают липкость и стойкость адсорбционной пленки масла и тем самым [c.12]

Нефти выделенных генотипов имеют четкие различия по генетическим показателям. По остальным параметрам состава они иногда сближаются, значения почти всех параметров перекрываются. Однако по усредненным характеристикам также наблюдаются различия нефтей разных генотипов. Так, нефти V генотипа самые тяжелые (0,892 г/см ), в них содержится наименьшее количество метано-нафтеновых и наибольшее — нафтено-ароматических УВ и смолисто-асфальтеновых компонентов. Нефти III генотипа самые легкие (0,847 г/см ), для них характерен наибольший процент метановых и наименьший ароматических УВ в бензинах, однако доля смолисто-асфальтеновых компонентов в них выше, чем в более тяжелых нефтях I, II, IV типов. Для нефтей II генотипа характерно очень высокое содержание нафтеновых УВ в бензине и низкое в нафтено-ароматических фракциях. Нефти I генотипа имеют наиболее высокое содержание метано-нафтеновых УВ и самое низкое содержание как бензольных, так и спиртобензольных смол. Но это, подчеркиваем еще раз, лишь по усредненным данным. [c.54]

Содержание нафтеновых кислот в нефтях различных месторождений колеблется в пределах 0,03—3,0%, особенно повышаясь в нефтях нафтенового типа, где циклические кислоты могут составлять до 90—95% от суммы кислых компонентов нефти [455, 624]. [c.98]

Нафтеновые, точнее нефтяные, кислоты — чуть ли не единственный класс гетероатомных компонентов нефти, нашедший себе практическое применение еще в начале XX в. и использующийся до настоящего времени. Этому в немалой степени способствовали многотоннажные объемы выработки этих соединений в качестве отходов от щелочной очистки керосиновых и соляровых дистиллятов нефтей. Свойства нефтяных кислот и их производных, а также возможности их промышленного использования явились предметом детального изучения они обстоятельно описаны в более ранних работах [629, 630, 678 и др.1. [c.118]

Сера содержится в значительной части добываемых нефтей. Ее количество в нефти определяется конкретным месторождением и может изменяться в пределах от нуля до 5—7%. Основная часть серы обычно связана с асфальто-смолистыми компонентами нефти. Кроме того, она может быть в нефти в виде коллоидной серы, сероводорода, меркаптанов, алифатических, нафтеновых и ароматических сульфидов и т. д. В настоящее время в нефтях насчитывается около 90 серосодержащих веществ. Доля сернистых нефтей в мировой добыче нефти постоянно возрастает. Так, если до 1960 г. нефти, содержащие более 1% серы, составляли 37%, то к 1975 г. их стало 45%. [c.10]

Зола, получающаяся при сгорании нефти и нефтепродуктов, представляет те минеральные вещества, которые находятся в них в растворенном состоянии главным образом в виде солей нафтеновых кислот. С зольными компонентами нефти и нефтепродуктов ни в коем случае нельзя смешивать их механические примеси. Поскольку небольшая часть этих примесей всегда содержится в нефтепродуктах, совершенно очевидно, что для установления истинного содержания золы в нефти и в нефтепродукте их следует перед сжиганием тщательно профильтровывать для освобождения от механических примесей, причем в случае вязких продуктов рекомендуется разбавление легким бензином или бензолом с последующей отгонкой растворителя. [c.35]

В основе большинства классификаций лежат данные об углеводородном составе различных фракций нефти. Ряд авторов в своих классификациях учитывали и другие компоненты нефти. Первые классификации нефтей, когда еще не были разработаны методы определения их углеводородного состава, были составлены по преобладающему компоненту. Так, К.В. Харичков в основу разделения нефтей положил содержание парафинов и смол, а Г. Гефер — содержание УВ. Последний подразделяет нефти на метановые (более 60 % метановых УВ), нафтеновые (более 60 % нафтеновых УВ), нафтено-метановые (метановых и нафтеновых УВ более 60 %), ароматические. [c.12]

Существует определенная связь между химической природой нефтей и концентрационным распределением серы в продуктах их термических превращений. Это должно найти свое объяснение в характере связей атомов серы в углеродном скелете компонентов нефти. Так, в случае коксования остатков малосернистых нефтей парафинового и парафино-нафтенового основания 40—60 7о общего содержания серы в нефти перехоДит в кокс, а при коксовании малосернистых нефтей нафтенового основания в кокс переходит 20—30% серы. [c.178]

При облучении циклогексана, компонента нафтеновой фракции нефти, характер распределения продуктов другой. Выходы водорода и компонентов С12 почти такие же, как у н-гексана, но ненасыщенного продукта получается около 2,4 или в 10 раз больше, чем из н-гексана. Более того, очень незначителен выход продуктов от С2 до С,5 и от С. до Сц, т. е. компонентов, полученных в результате расщепления молекул исходного компонента непосредственно или в результате вторичных процессов. [c.160]

Сопоставление данных по адсорбции синтетических ПАВ, смол и нафтеновых кислот показывает, что предельная адсорбция син-тнческих ПАВ наблюдается при концентрации 0,25%, для наф-те ювых же кислот и смол она не достигается даже при концентрации 2,0%. Эти компоненты нефти значительно больше адсорбируются на песках, чем синтетические ПАВ. [c.43]

Углеводородные компоненты нефти построены из трех основных типов структурных групп парафиновых, нафтеновых и ароматических. О закономерностях, по которым эти три группы объединяются в высокомолекулярные нефтяные углеводороды, можно сказать очень ] емного. Формулировка этих закономерностей представляет собой основную проблему изучения состава тянселых фракций нефти. Как и для низкокипящих нефтяных фракций, для высококипящих фракций удобно выделить следующие классы компонентов. [c.363]

Активность адсорбента можно измерять в различных единицах— г//сг, кг кг и т. д. По отношению,к различным веществам активность адсорбента неодинакова, в результате чего наблюдается избирательность (селективность) извлечения тех или иных компонентов из смеси. По отношению к различным компонентам нефти и нефтепродуктов активность адсорбента снижается в следующем порядке смолисто-асфальтовые вещества, нафтеновые кислоты, диены, алкены, ароматические углеводороды, цикланы, алканы. [c.401]

Установлено, что для концентратов нафтеново-метановой нефти характерно преобладание нафтеновых циклов, а для аналогичных компонентов из метановой нефти количество их уменьшается. Этот факт свидетельствует о том, что в высокомолекулярных нафтенах в соответствии с типом углеводород/ной части меняется содержание атомов углерода в алициклических и алифатических структурах. [c.116]

Так в работах по изучению влияния природы сырья было установлено, что образование углеродных отложений на катализаторах зависит от содержания в сырье непредельных и полициклических ароматических углеводородов, смол, асфальтенов и более тяжелых компонентов нефти. Ароматические углеводороды дают значительно больший выход углеродного вещества, чем нафтеновые и парафиновые углеводороды соответствующей молекулярной массы. Бензол и моноалкилбензолы являются исключением из-за прочности бензольного кольца. [c.61]

Переходя к нафтеновым компонентам нефти (табл. 158), мы видим прежде всего, что высокими октановыми числами характеризуются циклогексан и особенно циклопентан. Как известно, в чистом виде циклопентан трудно доступен к тому же содержание его в нефтях крайне невелико. Таким образом, значение циклопентана с точки зрения антидетонационных свойств бензина должно быть признано ничтожным. Из других пяти-чпенных нафтенов метилциклопентан Т1 диметилциклопентаны несомненно имеют положительное значение как компоненты с относительно высокими октановыми числами в известной мере они нейтрализуют влияние соседних нормальных парафинов, гексана и гептана. Из шестичленных нафтенов выделяется своим высоким октановым числом циклогексан. У гомологов циклогексана октановые числа уже значительно ниже особенно резко снижаются они для гомологов циклогексана, кипящих выше 150°. Понятно поэтому, что температуру выкипания нафтеновых бензинов, применяемых в качестве компонентов для высокооктанового топлива, приходится ограничивать 140—150° и даже ниже. Вследствие сравнительно высокой стоимости нафтены пока не находят применения в качестве антидетонационных добавок. [c.682]

Нами был исследован и. с. у. различных компонентов нефти парафино-нафтеновой и нафтено-ароматической фракции, смол и асфальтенов. Было отмечено, что и. с. у. смол всегда тяжелее и. с. у. парафино-нафтеновой фракции, но по отношению к ароматической фракции смолы могут иметь как идентичный, так и более легкий или более тяжелый и. с. у. Нами был сделан вывод, что идентичный и. с. у. аренов и смолистых компонентов свидетельствует об их вторичном происхождении, связанном с окислительными процессами в нефти. Разный и. с. у. имеют смолы первичного происхождения. Смолы с легким и. с. у. могли иметь свои первичные источники образования, возможно, типа лигнина. Смолы с тяжелым и. с. у. представляют собой, по-видимому, остаточную часть сложной гибридной структуры, в результате деградации которой происходило образование нафтеновых циклов и ароматических колец. Внедрение кислорода в эту сложную структуру могло, по мнению А.Ф. Добрян-ского, происходить на ранней стадии нефтегазообразования, когда система не была еще полностью изолирована от влияния кислорода. [c.32]

Нефти IV генотипа залегают в отложениях верхней юры, в баженовс-кой свите. Они обладают рядом специфических черт и в отличие от остальных юрских нефтей характеризуются более низкой степенью циклизации усредненной молекулы парафино-нафтеновой фракции, наиболее тяжелым изотопным составом серы и утяжеленным и. с. у., самой низкой величиной п/ф, более низким коэффициентом Ц. Своеобразен углеводородный состав бензинов — около 50 % составляют нафтеновые УВ. В отбензиненной части нефти очень высокий процент нафтено-ароматических УВ и самый низкий из всех рассмотренных нефтей процент парафино-нафтеновых УВ. По количеству же и составу смолисто-асфальтеновых компонентов нефти IV генотипа почти не отличаются от нефтей других типов. [c.99]

Циклопарафиновые или нафтеновые углеводороды, относящиеся к насыщенным углеводородам, содержащим кольца с пятью или шестью атомами углерода. Циклопарафиновые углеводороды в низкокипящих фракциях находятся в виде моноциклов, а в высококипящих фракциях в виде полициклов. Циклопарафиновые углеводороды другого типа, например цикло-понтаны, могут присутствовать в нефти в незначительных количествах. Парафиновые и циклопарафиновые ухлеводороды являются наиболее иажными компонентами нефти. [c.12]

Имеются основания полагать, кто цинк может быть связан с нафтеновыми кислотами и другими кислыми компонентами нефти [889]. Об этом свидетельствует возможность поглощения цинка пз слабощелочных и слабокислых водных растворов нефтью с образованием соединений, разрушающихся-под действием 0,1 п. раствора НС1 и 10%-ного раствора СаС1а. С поглощением цинка из пластовых вод может быть связано его повышенное содержание в нефтях приконтурной зоны по сравнению с нефтями сводовой части [923]. [c.173]

Как следует из данных по межфазному натяжению, наиболее поверхност-но-актнвные компоненты нефти при данном способе разделения сосредоточиваются во фракции ПАВ и частично остаются в маслах. Это могут быть нафтеновые, асфальтогеновые или другие кислоты, содержащиеся в нефтях, или низкомолекулярные смолы, имеющие незначительную светопоглощающую способность (кса) (см. табл. 1). В гудроне, помимо тяжелых масел (парафина), также находятся нейтральные,. мало поверхностно-активные тяжелые смолы и асфальтены с высокой красящей способностью. В то же время, сравнивая эмульгирующие свойства выделенных фракций, приходится констатировать, что именно эта мало поверхностно-активная часть как для мухановской, так и для узеньской нефтей, ответственна за стабилизацию эмульсии типа В/М, т. е. в этих фракциях нефти сосредоточиваются основные стабилизаторы нефтяных ьмульсий. [c.10]

При составлении материального баланса групповых компонентов нефти обычно имеются в виду три основных класса углеводородов метановые, или алканы, нафтеновые, или полимети-леновые (цикланы), и ароматические, или арены. [c.25]

Гетероатоиные соединения нефти. К гетероатомным компонентам нефти относятся сернистые, кислородсодержащие, азотсодержащие и высокомолекулярные (асфальто-смолистые) соединения, содержание которых колеблется от 5 до 20% масс. До 70-90% гетероатомных компонентов сернистых в виде меркаптанов (тпо-лов), сульфидов, тиофенов и тиофанов, а также полициклических концентрируется в остаточных продуктах — мазуте и гудроне азотсодержащие в виде гомологов пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины концентрируются в тяжелых фракциях и остатках кислородсодержащие нафтеновые кислоты, фенолы, смолисто-асфальтеновые вещества сосредоточены обычно в высококипящих фракциях. Элементный состав (%) С 82-87 Н 11-14,5 3 0,01-8 N 0,001-1,8 О 0,005-1,2. С ростом температуры кипения нефтяных фракций и средней температуры кипения нефтей количество гетероатомных соединений увеличивается. Кратко рассмотрим основные группы гетероатомных веществ. [c.43]

Хотя содержание асфальтенов в нефтях и отложениях АСПО выше 60...70% встречается крайне редко, синергетическое действие ароматических и нафтеновых компонентов состава позволяет отмывать их с содержанием асфальтегюв даже до 100% в жестких условиях гидрофильных и низкопроницаемых пластов. [c.35]

По данным элементного состава, остаточные нефти отличаются от нативных и отбензиненных более высокой молекулярной массой, значительным содержанием гетероатомных соединений, более высокой степенью водородной ненасыщенности. Содержание кислородорганических соединений в остаточной нефти на порядок выше, что указывает на ее высокую окисленность. Повышенное содержание элементов серы, азота, кислорода и золы указывает на значительное количество в остаточной нефти соединений сложной структуры и металлов [71]. Это хорошо согласуется с работами [71-73], где говорится, что при заводнении легкие компоненты нефти вымываются водой, при этом происходит увеличение плотности, вязкости нефти за счет процессов окисления и хроматографического эффекта на породе. А с ростом содержания смол, асфальте-нов и нафтеновых кислот увеличивается вероятность прилипания капель нефти к породе, что приводит к появлению аномалий вязкости [74]. В связи с вышеизложенным при разработке новых технологий повышения нефтеизвлечения важное значение приобретает знание химического состава и физико-химических свойств остаточных нефтей разрабатываемых месторождений. [c.59]

Согласно данным табл.34-35, контакт нефтей с цодными растворами азотсодержащих реагентов приводит к изменению их группового химического состава. Причем эти изменения наиболее су дественны для более тяжелой нурлатской нефти. Это хорошо коррелируется с данными реологических исследований, приведенными в работе [99]. Так, содержание парафино-нафтеновых и легких ароматических углеводородов в нурлатской нефти увеличивается практически вдвое, а в арланской иефти эти изменения не столь существенны. Значительные изменения в сторону снижения претерпевают тяжелые компоненты нефтей - смоль[ и асфальтены, и особенности в случае нурлатской нефти. [c.133]

Отношения А2 А1 для обоих песков близки, что говорит о малом влиянии на них минералогического состава. Величина адсорбции асфальтенов из керосиновых растворов нефти меньше, чем из керосино-бензольных растворов асфальтенов. Это связано, по-видимому, с наличием в нефти нафтеновых кислот, котЗрые как более активные компоненты нефти подавляют в определенной мере адсорбцию асфальтенов. Возможно также влияние смол и других компонентов нефти. При выделении асфальтенов из дегазированной нефти они претерпевают значительные изменения [90] и не исключена возможность увеличения их адсорбционной способности. [c.40]

Так как нафтеновые кислоты и асфальтены в нефти полностью шодавляют адсорбцию смол, то, следовательно, на величину проницаемости песка в данном случае оказывают влияние именно эти компоненты нефти. [c.51]

Нами совместно с B. . Вышемирским был определен и.с.у. кислых и основных компонентов нефтей Западной Сибири (табл. 15) [3]. Оказалось, что во всех исследованных нефтях и.с.у. азотистых оснований значительно тяжелее и.с.у. нефтей в целом. Азотистые основания представляют собой смесь гетероциклических соединений, в основном производных пиридина, хинолина и акридина. Обогащение их тяжелым изотопом углерода, вероятно, обусловлено термодинамическим эффектом, так как связи = N и С = С имеют повышенные значения термодинамических изотопных факторов [4 . Кислоты нормального строения и изокислоты обладают существенно разным и.с.у. Во всех нефтях нормальные кислоты имеют более тяжелый и.с.у. по сравнению как с нефтями в целом, так и с суммой нафтеновых кислот и изокислот. Как известно, для УВ наблюдается обратная картина. [c.59]

Масла из туймазинских нефтей значительно отличаются по своему групповому составу от масел из сураханской и карачухур-ской нефтей (см. табл. 2). В туймазинских маслах содержится значительно меньше метано-нафтеновых компонентов. Последние к тому же, как это следует из табл. 4, имеют меньший удельный вес, более низкий коэффициент преломления меньшую вязкость и более высокий индекс вязкостп. [c.73]

Остаточные масла из туймазинской нефти резко отличаются от остаточных масел МК-22 и МС-20 своим грунновым химическим составом. Туймазинские масла содержат меньше метано-нафтеновых компонентов, но больше легких и средних ароматических углеводородов. Содержание тяжелых ароматических углеводородов примерно одинаковое в остаточных маслах из туймазинской, сураханской и карачухуро-сураханской нефтей. [c.80]

Нефти являются природными углеводородными системами, обычно на 80-90% состоящими из различных углеводородов. В товарных и пластовых нефтях преобладают парафиновые углеводороды (обычно 30-35, иногда до 40-50% по объему) и нафтеновые (25-75%), ароматические (10-20, иногда до 35%), остальные углеводороды смешанного, или гибридного, строения. Таким образом, основным компонентом нефти являются углеводородные смеси — алканов (парафинов), циклоалканов, аренов. Имеются сведения [c.41]

Основными компонентами нефти являются метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические (арены) УВ, находя-i Uie R в нефти в жидком, растворенном и твердом состояниях (табл. 13). Присутствуют также УВ смешанного строения. [c.234]

Нефть состоит из метановых (алкановых), нафтеновых (циклановых) и ароматических углеводородов, кислородных, сернистых и азотистых соединений. К кислородным соединениям нефти относятся нафтеновые компоненты, фенолы, асфальтово-смолистые вещества. Сернистые соединения содержатся преимущественно в виде сероводорода, меркаптанов, тиофенов и тиофанов. Азотистые соединения нефтей представлены в основном гомологами пиридина, гидропиримидина, гид-рохинолина. Компонентами нефтей являются также растворенные в них газы, вода и минеральные соли. [c.369]

Крейп и Боровая [8 обнарун<или, что нафтеновые компоненты бакинских дистиллятов обладают одинаковыми свойствами, в то время как ароматические компопенты тех же дистиллятов значительно отличаются между собой. Оказалось, что эта закономерность присуща и компонентам, входящим в состав дистиллятов сернистых нефтей. Так, нафтеновые фракции адсорбционного разделения арлан- ских дистиллятов по свойствам близки к аналогичным фракциям. дистиллятов туймазинской и других девонских нефтей. Однако шафтеиы сернистых нефтей отличаются от бакинских более низкими значонпями плотности, коэффициента преломления и ВВК, а также большей величиной ИВ [8]. Это указывает на меньшую степень цикличности нафтенов из арланских дистиллятов. В то же время ИВ нафтенов из арланских дистиллятов понижаются с повышением температуры кипения в противоположность нафтенам из бакинских масел, у которых, наоборот, повышение ИВ наблюдается с повышением температуры кипения. [c.253]