Нефть, исследование

Горным бюро США была предложена так называемая химическая классификация нефтей, в основу которой положена связь между плотностью и углеводородным составом нефтей. Исследованию подвергают фракцию, перегоняющуюся при атмосферном давлении в интервале 250—275°С (характерная фракция легкой части нефти), и фракцию, перегоняющуюся при остаточном давлении 5,3 кПа в пределах 275—300 °С (характерная фракция тяжелой части нефти). Определив плотность обеих характерных фракций, легкую и тяжелую части нефти относят к одному из трех классов соответственно границам, установленным для нефтей различных типов (табл. 2.1). Затем на основе данных о характерных фракциях определяют, к какому из семи классов должна быть отнесена нефть (табл. 2.2). Недостатки этой классификации — в известной условности границ плотностей характерных фракций и в том, что обозначения отдельных классов не отражают действительного состава нефти. [c.31]

В настоящее время в СССР и других странах использование нефти решительно ориентировано на ее глубокую переработку с максимальным получением высококачественных светлых продуктов, например бензина и сырья для производства пластических масс, химических волокон, синтетических каучуков, моющих средств и т. д. Создание процессов глубокой переработки нефти было связано с изучением состава и свойств нефтей, исследованием поведения углеводородов при переработке нефти, каталитических процессов превращения углеводородов и рядом других проблем. Неоценимый вклад в мировую и отечественную науку внесли русские и советские ученые А. М. Бутлеров, Д. И. Менделеев, [c.55]

Были проведены интересные работы [75, 76] по исследованию структурно-группового состава парафина и промежуточных продуктов, получаемых при переработке парафиновых дистиллятов ставропольской нефти. Исследования показали, что в парафине до 97 вес.% углерода находится в алкановых цепях на углерод нафтеновых колец приходится 2,75%. [c.44]

Для целей предварительной очистки нефти, исследования состава гетероатомных соединений эффективен метод комплексообразования с использованием тетрахлорида титана. Например, обработкой фракции 340—490 °С нефти Советского месторождения (Западная Сибирь) тетрахлоридом титана (2 г на 100 г сырья) выделялось 93 % азотсодержащих оснований и 20 % нейтральных азотсодержащих соединений [193]. В концентрате содержались пиридины, хинолины, акридины и ароматические амины., [c.91]

В справочнике Нефти СССР [1] приведены характеристики нефтей новых месторождений, высокодебитных и уникальных по. составу нефтей, исследованных по единой унифицированной программе, включающей следующие данные [c.113]

Фильтрация нефти исследовалась в образцах, извлеченных из нефтенасыщенных пластов. Нефтепроницаемость образцов была 0,05-0,5 мкм . Опыты велись при давлениях, близких к пластовым давлениям в залежах, из которых была добыта исследуемая нефть. Исследования выполнялись при температурах 16-50°С. [c.96]

Туймазинское месторождение нефти было открыто еще в 1937 г., когда из СКВ. 1 был получен фонтан нефти из песчаников нижнего карбона. В 1944 г. скв. 100 вскрыла песчаники нижнефран( ских и верхнеживетских отложений девона и дала мощный фонтан нефти при испытании пластов Д-П [13]. С этого времени Туймазинское месторождение дает промышленную нефть. Исследование туймазинской нефти проводилось в нескольких институтах в различное время. Наиболее ранние изучения качества этой нефти были проведены во ВНИИ НП [14]. Позже в БашНИИ НП также проводились отдельные исследования образцов туймазинской нефти. Однако эти исследования были не достаточно полными. Образец товарной туймазинской девонской нефти 1962 г. исследован значительно полнее. По своей общей характеристике образец товарной нефти 1962 г. мало отличается от исследованных ранее образцов. Содержание серы в нефти 1,44%. В товарной нефти 1958 г. содержание серы было 1,38%, а в образце, исследованном во ВНИИ НП, — 1,47%. Плотность нефти колеблется от 0,852 до 0,858. Потенциальное содержание светлых фракций, выкипающих до 200° С, составляет 25,1—24,4%, а фракций, выкипающих до 350°С, — 49,0—51,6% (рис. 37 и табл. 172—180). [c.128]

Определение диффузии реагента из водных растворов в нефть. Исследование процесса диффузии реагента из водных растворов в нефть проводится как при атмосферном, так и при повышенном давлениях. Для этого готовят водные растворы исследуемых химических веществ в дистиллированной воде (100 мл) заданной концентрации. Затем приготовленные растворы в объеме 50 мл заливают в делительную воронку, заполненную нефтью (50 мл). Схема устройства представлена на рис. 51. Предварительную подготовку нефти к эксперименту проводят по известным методикам [50]. Содержимое воронки осторожно перемещают встряхиванием и закрывают светонепроницаемым чехлом, после чего устанавливают в штатив. Водные растворы реагента различной концентрации и нефть оставляют в контакте на время, заданное условиями опыта, но позволяющее определить интенсивность в течение первых 24 ч. Оставшуюся часть водных растворов реагента переливают в контрольные колбы с притертыми пробками и выдерживают в течение времени опыта. По истечении времени эксперимента осторожно отбирают пробы водных растворов исследуемого реагента для определения его концентрации одним из методов, описанных ранее. Для контроля и определения ошибки эксперимента определяют также концентрацию реагента, находящегося в контрольных колбах. Концентрация реагента в воде после контакта с нефтью рассчитывается как среднее трех параллельных опытов. [c.129]

При разработке нефтяных залежей нередко нефть вытесняется путем закачки в пласт природного газа, воздуха или в редких случаях инертных газов — азота. Подъем жидкости в скважинах происходит под действием газа или воздуха. Твердые частицы, слагающие пористую среду, а также стенки труб, могут быть в какой-то мере гидрофобизованы нефтью. Исследования 93, 108, 106] краевых углов смачивания капли воды 0нв проводились на поверхности кварца и кальцита, гидрофобизированных толуольными растворами различных нефтей в атмосфере воздуха, [c.119]

Пластовые нефти, исследованные по многочисленным пробам из 40 скважин различных горизонтов, несколько различаются по свойствам, однако почти все они, за исключением нефтей семилукского и пашийского горизонтов, маловязкие, имеют средние газосодержание и плотность. Нефть семилукского горизонта имеет газосодержание выше среднего, а нефть пашийского горизонта — ниже среднего. [c.324]

В предыдущей работе одним из нас [1,2] приведены результаты исследования мирзаанской нефти на содержание в ией ароматических и гексагидроароматических углеводородов, груниовой состав мирзаанской нефти исследован А. М. Гахокидзе [3], а ио горизонтам — И. Г. Бекаури [4]. [c.140]

Анализ ароматических углеводородов нефти. Исследование масс-спектров высокомолекулярных алкилбензолов, конденсированных и других типов ароматических соединений показало, что диссоциативная ионизация их молекул проте кает весьма селективно, вместе с тем опи, как правило, характеризуются высокой устойчивостью к электронному удару. Благодаря этому качестве аналитических могут быть использованы как пики молекулярных, так и осколочных ионов. Методом молекулярных ионов получают сведения о количестве насыщенных колец, присоединенных к ароматическому ядру. По масс-спектрам сложных смесей ароматических углеводородов суммированием высот пиков молекулярных ионов гомологических рядов от СпНгп-о до H2 i8 могут быть идентифицированы различные типы соединений и оценены их относительные количества. Однако чтобы сделать метод достаточно специфичным с точки зрения структурной идентификации, исследуемый образец должен быть предварительно подвергнут адсорбционному разделению на узкие фракции, содержащие преимущественно моно-, би-, три- или полицик-лические ароматические углеводороды. [c.168]

Пластовые нефти, исследованные по пробам из двух скважин, могут быть охарактеризованы как вязкие, тяжелые, с невысоким газосодержанием, в 2 раза меньше, чем у средней нефти, в то время как давление насыщения равно среднему для пластовых нефтей. [c.462]

Залежи нефти продуктивных горизонтов находятся в условиях средних давлений и температур. Нефти, исследованные по пробам из восьми скважин, имеют невысокую вязкость, но их плотность заметно превышает среднюю для пластовых нефтей, а газосодержание и коэффициент растворимости газа почти в 1,5 раза ниже среднего. [c.537]

Твердые углеводороды нефти (исследование, получение и применение). М Химия 1966 г. [c.43]

В Уфимском государственном нефтяной техническом университете разработана установка для исследования аномалии вязкости, фильтрации слабоструктурированных нефтей и изучения реологических свойств нефтей (исследования проводятся на вискозиметре капиллярного типа). Исследование фильтрации на установке ведется с использованием образцов естественных песчаников. Установка позволяет моделировать пластовые условия по температуре, давлению, скорости фильтрации и скорости сдвига. Принципиальная схема установки показана на рис. 5.1. [c.48]

Ниже описывается метод жидкофазного дегидрирования для анализа масляных фракций нефтей. Исследование бензиновых фракций рекомендуется проводить методом ГЖХ, позволяющим определять индивидуальный углеводородный состав фракций НК—150, а в ряде случаев и фракций НК—200 °С (см. гл. 2). [c.362]

Перспективная программа использования природных битумов включает разработку непрерывного способа водной экстракции из киров использование возможностей получения серы, так как нефть и битумы, получаемые из битуминозных песков, содержат в 20-25 раз больше серы, чем обычные нефти исследование путей использования новых углеродных материалов, клеящих битумных мастик, полимерных смол различного назначения и т. д. [c.579]

В последнее время в качестве возможного средства увеличения нефтеотдачи рассматривается жидкая двуокись углерода и ее водный раствор — карбонизированная вода. В связи с этим необходимо знать, влияет ли переходящая в нефть двуокись углерода на аномалии вязкости нефти. Исследования проводились нами при давлении 10 МПа и температуре 24 °С — это пластовые условия нефтяных месторождений Башкирии. Оказалось, что растворенная в нефти двуокись углерода сильно уменьшает эффективную вязкость нефти с неразрушенной структурой, отчего резко снижается индекс аномалий вязкости, сильно понижается предельное динамическое напряжение сдвига нефти. Соответственно при фильтрации нефти, содержащей СО2, через породу уменьшаются индекс аномапий подвижности и критические градиенты давления. В табл. 18 приводятся данные об изменениях аномалий вязкости нефти, содержащей СО2. [c.98]

В целях более подробного изучения влияния происхождения нефти на качество смазок были составлены смеси из компонентов различных нефтей. Исследование этих смесей должно было осветить вопрос о возможности получения низкозастывающей смазки для осей вагонов из смешанных бакинских нефтей. [c.169]

Изучение оптической активности разных групп и фракций УВ и выявление индивидуальных носителей оптической активности — одна из насущных проблем геохимии нефти. Исследование оптиче- [c.277]

Жидкие алканы. Алканы от до в обычных условиях представляют собой жидкости, входящие в состав бензиновых (С — С ) и керосиновых (С —С ) фракций нефтей. Исследованиями установлено, что жидкие алканы С — С имеют в основном нор — мальгюе или слаборазветвленное строение. Исключением из этого правила являются Анастасиевская нефть Краснодарского края и нефть морского месторождения Нефтяные Камни, в которых содержатся сильноразветвленные изопарафины. Исключительный теоретический интерес представляет открытие в 60-х годах в составе некоторых нефтей изоалканов со строго регулярным расположением метильных заместителей вдоль углеродной цепи в положениях [c.61]

Комплексное исследование глубины иабирательного извлечения углеводородов из сырых нефтей опубликовано в работах [54, 81]. По разработанной авторами методике путем шестиступенча-той обработки карбамидом из ряда нефтей выделена вся гамма н-парафинов, способных к ком плексообразованию (табл. 43), причем по мере перехода от ступени к ступени их углеводородный состав сужается за счет уменьшения содержания высокоплавких компонентов, что показано на рис. 102 применительно к долинской нефти. Из этих даиных видно, что многоступенчатая карбамидная дапарафинизация эффективна и для сырой нефти. Исследование выделенных фракций определяет схему производства твердых углеводородов с определенными свойствами. Кроме того, предварительная депарафинизация нефти может облегчить процесс ее переработки на действующем оборудовании маслоблоков с сохранением существующей мощности установок. [c.241]

Впервые кислоты были выделены Эйхлером в 1874 г. из нефтей Апшеронского полуострова. В том же году Хели и Медингер получили кислоты из румынских нефтей. Исследования состава и свойств этих кислот показали, что они являются предельными карбоновыми кислотами. Несколько позже Марковниковым и Оглоблиным был открыт в бакинских нефтях новый класс предельных углеводородов — циклопарафинов, которые они назвали нафтенами и соответственно выделенные из этих нефтей кислоты состава СпИг гОг, или С Н2п-1С00Н были названы нафтеновыми. Несмотря на то что среди нефтяных кислот имеются и низшие жирные кислоты, общее название нефтяных карбоновых кислот — нафтеновые кислоты — сохранилось до настоящего времени. [c.7]

В справочнике представлены краткая характеристика нефтей (исследованных после 1961 г.) покровскЬй и самодуровскон турнейского горизонта и подробные данные о твердиловской нефти турнейского горизонта и покровской нефти угленосной овиты. [c.138]

Более точную характеристику нес[)тей содержит так называемая химическая классификация нефтей, предложенная Горным бюро США. В основу классификации положена связь между плотностью и углеводородным составом нефтей. Исследованию подвергаются фракция, перегоняющаяся при атмосферном давлении в интервале 250—275°С (характерная фракция легкой части нефти), и фракция, перегоняющаяся при остаточном давлении 5,3 кПа в пределах 275—300 °С (хаэактерная фракция тяжелой части нефти). Определив плотность обеих характерных фракций, легкую и тяжелую части нефти относят к одному из трех классов соответственно границам, установле1- ным для нефтей различных [c.22]

Эйхлеру [1] первому удалось в 1874 г. выделить кислоты из нефти. Исследование состава и свойств 12 фракций кислот, выделенных им из сураханской нефти, привело Эйхлера к заключению, что элементарный состав выделенных кислот отвечает общей формуле СпНгп—гОг- [c.304]

С целью оптимизации выработки ШФЛУ рассмотрены ввод в колонну в качестве отпаривающего агента низокипящих углеводородных фракций. В качестве низкокипящих углеводородных фракций рассмотрены нефтяной газ из компрессорной станции, попутный нефтяной газ промысла, а также получаемая на нефтестабилизационной установке ШФЛУ Рассмотренные исследования показали целесообразность использования в качестве отпаривающего агента сухого или попутного нефтяного газа. Нагретая ШФЛУ может быть использована для ввода дополнительного тепла в колонну, что также позволяет интенсифицировать процесс стабилизации нефти, но требует дополнительных энергетических затрат и ее эффективность незначительна по сравнению с вариантами использования сухого или нефтяного газа. Использование бензиновой фракции невозможно также из-за большой степени ее абсорбции потоком стабильной нефти. Исследования показали, что чем легче фракционный состав подаваемого газа, тем выше эффективность процесса стабилизации нефти. [c.48]

Основньк свойства фракции бесцветных масел а экстрактов нефти, исследованных Россини [c.24]

Важным фактором, влияющим на эффективность процесса вытеснения нефти водными растворами химреагентов, является фазовое поведение системы водный раствор химреагентов — нефть. Поэтому в работе изучалось фазовое поведение системы ПАВ АФд-12 + Лигносульфонаты + КОРБ — нефть. Исследования проводились по следующей методике. В мерные пробирки помещали нефть, минерализованную воду и композицию. В течение двух недель ежедневно содержимое пробирок перемешивали. При этом два раза в неделю визуально определяли количество и объемы фаз. Если количество и объемы фаз в течение двух недель не менялись, то считалось, что фазовое равновесие достигнуто. Эксперимент проводился при постоянной температуре, равной 22 °С. При изменении объемов фаз были рассчитаны параметры солюбилизации соответствующих фаз. Параметры солюбилизации рассчитывались как отношение солюбилизированного объема водной или нефтяной фаз к объему ПАВ, введенному в систему. Результаты экспериментов показали, что происходит незначительная солюбилизация водной фазы. Параметры солюбилизации водной фазы зависят от концентрации НПАВ в растворе. Для состава АФд-12 лигносульфонаты КОРБ в соотношениях 8 1,5 0,5 при концентрации АФд-12, равной 5 г/л, параметр солюбилизации равен 8,6, с увеличением содержания ПАВ до 10 г/л солюбилизация возрастает до 14,2. Дальнейшее увеличение концентрации ПАВ АФд-12 в растворе приводит к снижению параметра солюбилизации. При содержании ПАВ 50 г/л солюбилизация снижается до 1,7. В исследованиях показано, что присутствие КОРБ в растворе композиции на процесс солюбилизации влияния не оказывает. Поверхностно-активные вещества Неонолы АФд-10 и АФд-12 весьма трудно растворяются в высокоминерализованной сточной воде. Кроме того, имеют относительно высокую температуру застывания, равную примерно 18 °С. В связи с этим для улучшения растворения ПАВ АФд-12 в минерализованной воде и снижения температуры застывания в состав композиции введен ПАВ проксамин, значительно улучшающий растворение основного НПАВ в воде. [c.126]

Пористость пород коллекторов изучена по керновому материалу и промыслово-геофизическим данным. Породы с пористостью до 10% и проницаемостью до 0,001 мкм представлены известняками детритовыми, неравномерно глинистыми с многочисленными включениями ангидрида, неравномерно доломитизированными, с редкими порами с поверхности, а также доломитами микрозернистыми или пелитоморф-ными, сильно сульфатизированными. Породы с пористостью 10—25% и 30% и газопроницаемостью до 0,200 мкм и более, в основном, представлены известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми и доломитами зернистыми. Часто встречаются пелитоморфные доломиты, имеющие высокую пористость до 26—28%, но практически непроницаемые (коэффициент проницаемости менее 0,001 мкм ). Нефть в таких средах отсутствует или встречается в виде пятен. Прослои с проницаемостью более 0,001 мкм , как правило, равномерно насыщены нефтью. Исследованиями в БашНИПИнефти в процессе проектирования установлено, что образцы пород при пористости меньше 10—14% в большинстве случаев непроницаемы, а с увеличением пористости удельный вес непроницаемых образцов пород резко уменьшается. Исходя из этого при составлении проекта разработки месторождения нижний предел проницаемости условно принят равным 0,001 мкм , а нижний предел пористости — 10. [c.170]

Глобальная проблема, связанная с максимальным извлечением нефти из пористой среды, по мере своего изучения порождает необходимость углубления в новые стороны механизма формирования остаточной нефти. В условиях вытеснения водой применительно к поздней и завершающей стадиям разработки, в которые вступило значительное число нефтяных месторождений Волго-Уральской и других нефтегазоносных областей, указанные новые области научного исследования охватывают всестороннее изучение пустотного пространства и физико-химического состава минерального скелета пород характер распределения смачиваемости поверхности поровых каналов каталитическое и иное воздействие минералов пористой среды на физико-химию процесса взаимодействия нефтяной и вытесняющей фаз и др. выяснение состава остаточной нефти исследование постпроцессов после прохождения фронта вытеснения активным раствором и т. д. [c.381]

НеобхоДИ о отметить, что химическая классификация нефтей имеет чисто условный характер, так как комбинации различных углеводородных компонентов настолько разнообразны, что зачастую бывает трудно определить, к какому типу может быть отнесена рассматриваемая нефть. Исследованиями установлено, что чем больше нефть содержит ароматических углеводородов, тем лучше и быстрее образуются в нефтяных остатках при перегонке и окислении важней1Иие составные компоненты битумо-асфальто-смолистые вещества. [c.26]

Пластовая нефть, исследованная по семи пробам, отобранным из фораминиферо-верхнемеловых отложений, имеет низкие значения плотности и вязкости, высокие значения давления насыщения, газосодержания и коэффициента растворимости газа в нефти и объемного коэффициента. [c.435]

Углеводородный состав этого образца нефти исследован адсорбционно-хроматографическим методом. Подобраны специальные условия хроматографического разделения тяжелой нафталанской нефти элюент — деаромати-зированный бензин с выкипаемостью 60-90°С соотношение нефть бензин = 1 3, нефть силикагель = 1 10 градиент элюирования 5-25% бензола в бензине и спирто-бензол. Установлено, что в нефти содержится 55% нафтеновых углеводородов 9% — легких, 11,7% — средних, 10,1% — тяжелых ароматических углеводородов 14,2% — смолистых веществ. Состав смол бензольных (М = 796, Р4 = 1,0637 г/см ) — 3,8% ацетоновых (М = 656, = 1,0468 г/см ) — 6,6% спирто-бензольных (М = 700, = 1,0092 г/см ) — 4,3% [15]. [c.17]

В табл. 3.8 приведены характеристики образцов гудронов жирновской и коробковской нефтей. Исследования проводились институтом Гипроазнефть, для проектирования УЗК на ВНПЗ [4]. В табл. 3.9 приведены характеристики образцов коксов из тяжелых остатков, производимых на ВНПЗ в 1960-е гг. [c.43]

Образец полученной опытной партии деэмульгатора оксифос широко испытывался в лабораторных условиях при обработке нефтей различных месторождений Советского Союза. Для получения кондиционных нефтей, исследованных на месторождениях Урало-Поволжья удельный расход деэмульгатора оксифос (г/т) составлял мухановская угленосная - ПО радаевская -155 яринская - 15 туймазинская - 35 бавлинская - 30. Проведенные испытания разработанного реагента показали, что по своей эффективности при обработке эмульсий нефтей большинства месторождений оксифос не уступал дисолвану 4411 и мог применяться для обработки промысловых эмульсий. [c.10]

Жидкие алканы. Алканы от С5 до С15 в обычных условиях представляют собой жидкости, входящие в состав бензиновых (С5-С10) и керосиновых (СЦ-С15) фракций нефтей. Исследованиями установлено, что жидкие алканы С5-С9 имеют в основном нормальное или слабо-разветвленное строение. Исключением из этого правила являются анастасиевская нефть Краснодарского края и нефть морского месторождения Нефтяные Камни, в которых содержатся сильноразветвлен-ные изопарафины. [c.32]

В нефтях, исследованных в КБ ЦМА с помощью прецизионной установки типа УЗИХ, скорость ультразвука находилась в пределах 1 334,8—1 379,7 м/сек, а температурный коэффициент менялся от —3,88 до —4,09 м/сек град. В нефтях, исследованных Гипро-востокнефтью, диапазон с составлял 1 347— [c.48]