Нефти заключения о составе

Применительно к веществам, входящим в состав нефтей и нефтепродуктов, вышеизложенное позволяет сделать заключение, что на поверхности адсорбента должны адсорбироваться высоко-полярные вещества с большим значением дипольного момента, т. е. такие, как кислоты, фенолы, смолы. При этом в первую очередь будут адсорбироваться обладающие наибольшим обобщенным моментом, т. е. вещества, которые при постоянном значении дипольного момента будут иметь наименьший радиус. [c.67]

Таким образом, в заключение необходимо сделать вывод о том, что количественное содержание асфальто-смолистых веществ в нефтях Западной Сибири и их качественный состав определяются прежде всего условиями преобразования исходного ОВ. [c.103]

Анализируя причины инверсии в размещении скоплений нефти и газа в разрезе Ферганской и Таджикской депрессий, нетрудно убедиться, что решающую роль здесь сыграли фациальные особенности отложений и соответственно состав заключенного в них ОВ. Другими словами, здесь наблюдается литолого-стратиграфическая зональность. [c.182]

Молекулярная масса — важнейшая характеристика нефти и нефтепродуктов. Этот показатель дает среднее значение молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции нефти, и позволяет сделать заключение о составе нефтепродуктов. Он широко применяется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих заводов. Молекулярная масса связана с температурой кипения продуктов и используется для определения молекулярной рефракции, парахора (эмпирическая зависимость, позволяющая охарактеризовать химический состав нефтяных фракций) и др. [c.62]

Детальный анализ этих и других работ по составу порфиринов позволяет считать, что сделанные заключения о закономерностях состава и молекулярной структуры порфиринов нефтей носят общий характер и, видимо, справедливы (в определенных пределах) для других геообъектов древней осадочной толщи. При этом необходимо подчеркнуть, что конкретная характеристика порфиринов любого объекта по каждому из параметров, например хроматографическое распределение, молекулярно-массовый состав и другие, индивидуальна, но в то же время она ограничена определенными рамками и закономерностями. [c.370]

Детально были охарактеризованы смолы большой группы нефтей месторождений Западной Германии [39]. На основании данных по элементарному составу и свойствам этих веществ было сделано заключение, что они представляют самостоятельную группу органических соединений, входящих в состав нефтей и отличающихся по составу и свойствам от углеводородной части нефти. Содержание смол в нефтях этой группы колеблется от 10 до 21%. [c.448]

Вопрос о возможности применения метода инфракрасной спектроскопии к исследованию столь сложных и мало изученных высокомолекулярных составляющих нефтей, какими являются смолы и асфальтены, заслуживает особого внимания. Конечно, пока нельзя рассчитывать на получение при помощи этого метода каких-либо количественных данных, характеризующих групповой состав смо-листо-асфальтеновой части нефти, или, тем более, на идентификацию индивидуальных соединений, входящих в состав этой, очень сложной, физически и химически неоднородной смеси веществ. Однако можно делать достаточно обоснованные и правильные заключения о характере структуры исследуемой фракции высокомолекулярных веществ нефтей, сопоставляя данные инфракрасной спектроскопии, полученные для большого числа различных фракций высокомолекулярных компонентов нефти, выделенных из нефти в результате применения разнообразных методов (хроматография, дробное осаждение, молекулярная перегонка и т. д.), и наблюдая изменения в спектрах поглощения в инфракрасной области от фракции к фракции, происходящие параллельно с изменением химического состава и свойств последних (элементарный и структурно-групповой состав, функциональные группы, молекулярно-поверхностные и электрические свойства а т. д.). Особенно полезной может оказаться инфракрасная спектроскопия для наблюдения за качественными изменениями фракций высокомолекулярных соединений в процессах их химических превращений — в реакциях окисления, гидрирования. В этом случае сравнение инфракрасных спектров фракций до и после реакции свидетельствует весьма наглядно и убедительно о направлении и глубине химических изменений. [c.477]

Отметив высокие достоинства гидрогенизации как метода нереработки нефти, укажем в заключение на наиболее крупный недостаток, воспрепятствовавший быстрому и широкому его распространению. Недостаток этот заключается в том, что гидрогенизацию топлива на сегодняшний день мы умеем проводить лишь в очень жестких условиях температуры и давления. Осуществление этих условий требует дорогой и довольно сложной аппаратуры из специальных сортов стали, противостоящих не только указанным факторам, но также воздействию таких веществ, как образующийся в нроцессе гидрирования топлива сероводород. Состав и способы изготовления этих сортов стали составляют секрет немногих фирм, которым удалось разрешить задачу их приготовления совершенно [c.543]

При сравнении распределения колец в двух погонах одной и той же нефти в случае более тяжелых фракций наблюдается незначительный сдвиг в сторону большего числа колец. Это находится в согласии с тем фактом, что доля углерода, входящая в состав циклических структур, с изменением температуры кипения изменяется очень мало. Последнее обстоятельство указы вает на то, что по мере увеличения молекулярного веса число колец несколько увеличивается. Далее цифры говорят за то, что форма кривой, выражающей относительное содержание соединений, типична для каждой нефти, однако для того, чтобы подтвердить высказанное здесь предварительное заключение, необходимы дальнейшие наблюдения над объектами в широком интервале молекулярных весов. [c.428]

В заключение необходимо еще раз подчеркнуть условность химической классификации нефтей, зависящую от нередко наблюдаемой изменчивости их состава при переходе от низших ногонов к высшим. Это обстоятельство, иллюстрированное выше иа примере грозненской парафинистой нефти, заставляет характеризовать химический состав нефти не в целом, а по от дельным более или менее широким ее погонам. Естественно, что в случаях [c.19]

Если рассматривать нефти только в залежах промышленного значения, то влияние окисления на углеводородный состав нефтей не является определяющим. Однако общее заключение о роли окисления в геохимических процессах превращения нефтей следует делать с учетом еще ряда явлений. [c.134]

Полученные в работе [6] данные снова подтвердили заключение о том, что состав изомеров в нефтях далек от равновесия. Действительно, более половины найденных углеводородов представлены термодинамически малоустойчивыми метилпропил- и метилизонро-пилциклогексанами. Несколько меньше концентрация диметилэтил-циклогексанов. В то же время концентрация гел4-замещенных структур, явно преобладающих в условиях равновесия (см. табл. 27), в нефтях составляет лишь 1—5%. Во фракции Сю определены также и некоторые бицикланы Сю углеводороды этого типа подробно будут рассматриваться далее. [c.87]

Суммируя результаты проведенных исследований, можно сделйть заключение о том, что в целом состав углеводородов нефтей формируется под действием трех основных факторов особенностей состава исходного органического вещества и условий осадконакопления (генетический фактор), катагенных преобразований и биодеградации. Роль этих факторов далеко не одинакова даже в пределах одного бассейна нефтеобразования. [c.243]

Конечно, углеводороды, соответствующие кетонам I — II и дикетонам III—VI, не являются окончательными соединениями, находящимися в современных нефтях. За многие миллионы лет, прошедшие с момента их возникновения, нефтяные углеводороды претерпели существенные изменения, значительно преобразовавшие их первоначальный состав. Следует учесть также и большую сложность исходной биомассы, содержащей заметные количества алифатических и циклических полиизопреноидных структур. Наиболее важный процесс изменения строения заключен в деструкции первоначально образовавшихся сложных полициклических высококинящих углеводородов. Эти процессы, называемые метаморфизмом нефтей, протекают главным образом за счет отрыва длинных алифатических цепей, что приводит к появлению легких нефтяных фракций, обогащенных алифатическими углеводородами. Большую роль играют при этом также н изомерные перегруппировки исходных и образующихся углеводородов. [c.379]

Молекулярная масса — важнейшая физико-химическая характеристика вещества. Для нефтепродуктов этот показатель особен но важен, ибо дает среднее значен1 е молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции нефти. Молекулярная масса нефтепродуктов широко используется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих. аводов — это один из важнейших показателей, позволяющий сделать заключение о составе нефтепродуктов. Молекулярная масса связана с температурой кипения продуктов и входит в ряд комбинированных показателей — молекулярной рефракции, парахора,. арактеристического фактора и др. [c.47]

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]

В заключение этого раздела необходимо отметить роль катализа в генезисе нефтей. Интересные работы провели И. Д. Зелински с сотрудниками по выяснению механизма образования нефтей [28]. Ими было установлено, что самые разнообразные органические соединения в результате обработки их А1С1,., превращаются в углеводородные смеси, аналогичные по составу природной нефти. Состав искусственной нефти зависит от исходного вещества. Холестерин давал масло, богатое содержанием углеводородов с шестичленными циклами. Предельные жирные карбоновые кислоты—пальмитиновая и стеариновая—образовали много твердых парафинов непредельная олеиновая кислота, наоборот, превратИоЧась в очень сложную жидкую смесь предельных и непредельных, линейных и циклических углеводородов. Природные каучуки дали смесь парафиновых [c.334]

Полученные данные о составе нефтяных фенолов позволяют сделать заключение относительно их генезиса. Доминирование о-крезола как наиболее термодинамически устойчивого соединения служит прямым указанием на то, что условия в залежи не настолько жесткие, чтобы сформировался равновесный состав изомеров. В связи с этим уместно отметить, что в составе исследованных нами фенолов, полученных при крекинге высокомолекулярных нефтяных остатков, количество /и-кре-зола значительно больше, чем в сырых нефтях. Вероятно, изомерный состав крезолов отражает действие иных, некатагенных процессов. [c.89]

При оценке перспектив нефтегазоносности, к сожалению, все еще велика доля умозрительных и чисто интуитивных заключений. Поскольку процесс окисления исходной биомассы формирует качественный и количественный состав ОВ, то вполне очевидной выглядит обнаруженная связь основных ресурсов нефтей с восстановленным ОВ. Использование количественных критериев, характеризующих степень окисленности ОВ, будет во многом способствовать уменьшению неопределенности, обусловленной трудностями установления типа ОВ. Естественно, при этом должна измениться стратегия поиска. Если по комплексу критериев условия фоссилизации ОВ окажутся восстановительными, то при прочих благоприятных факторах перспективы района или определенных отложений следует считать высокими. И, наоборот, если в экстрактах или нефтях содержится много пятивалентного ванадия и карбонильных соединений, мало серы, отмечаются высокие значения п/ф и т.д., то в этом районе открытие крупных залежей нефти даже при самых благоприятных прочих факторах практически исключено. С этих позиций чисто морские осадки, но с высокоокисленным ОВ малоперс- [c.176]

А. Э. Конторовичем (1971 г.), Ф. Г. Гурари (1972 г.) и другими исследователями установлено, что с изменением фациальных особенностей мезозойских отложений меняется состав заключенного в них ОВ. Нижне-среднеюрские, апт-альб-сеноманские отложения содержат преимущественно гумусовое ОВ, в то время как в верхнеюрских и неокомских отложениях ОВ имеет сапропелевый характер. По-видимому, состав ОВ и степень его метаморфизма предопределили закономерности размещения скоплений нефти и газа в Западно-Сибирской провинции как по глубинам, так и по площади. [c.177]

Были получены кривые распределения интенсивностей пиков молекулярных ионов для конденсата и нефти из одной и той же скважины Скопление углеводородов, из которых образовались нефть и конденсат разделены большой толщей осадочной породы, состоящей из карбонатов и сланцев Тем не менее все кривые для нефти и конденсата оказались очень близки друг к другу как по величине пиков так и по форме кривых Это означает, что несмотря на большое расстояние между резервуарами по вертикали состав ароматических углеводородов не претерпел изменений из за различий в пути миграции и возмож ных различий в условиях созревания в резервуарах при разной температуре, что приводит к заключению об общем происхожде НИИ нефти и конденсата [c.163]

В приведенных условиях процесса было достигнуто достаточно глубокое превращение нефти. Количество остаточных фракций, выкипающих вь1ше 350 С, составляло 14,6 вес. % против 50,1 % в исходном сырье. Остатки выше 350° С представляют собой тяжелые соляровые фракции. Их фракционный состав значительно легче, чем исходный мазут, кипящий выше 350 С. Так, если остаток выше 350° С от исходной нефти выкипал до 500°С на 40%, а остаток выше 350 О от крекинга нефти выкипал при той же температуре на 61—64% объемных, то конец кипения остатка обычно не превышает 570—585° С. Следует однако отметить, что в условиях пилотных установок фракционный состав остатков получается значительно более легким и они практически нацело выкипают при температурах 520—540 С. Отбор светлых, выкипающих до 350° С, считая на сернистую нефть, значительно превышает отбор этик фракций от исходной нефти он составляет в среднем 66,6 вес. %. Снижение температуры процесса до 460° С не оказало существенного влияния на выходы светлых продуктов, несколько снизило выходы газа и кокса и несколько увеличило выходы остатков, выкипающих выше 350 С ( тяжелого газойля). Сравнивая полученные выходы жидких продуктов крекинга с наличием их в исходной нефти можно сделать заключение, что в првцессе крекинга выход бензина увеличился на 8,3—10,2%, выход фракции 200—350° С возрос на 6,1 — 10,1% выход остатка выше 350 С при этом снизился с 5,01 до 15,9— 16,5%. [c.148]

Учитывая результаты всех проведенных исследований, следует, очевидно, прийти к заключению, что, хотя геохимические судьбы различных элементов неодинаковы, основная масса микроэлементов, в том числе важнейших, содержащихся в нефтях в наибольших количествах (V, N1, Ре и др.), аккумулируется в составе нефтяных компонентов уже на стадиях седиментации и раннедиагенетических преобразований органического вещества илов в нефть. Первоначально сложившийся в этих условиях микроэлементный состав нефти неизбежно подвергается изменениям при трансформациях нефти на путях миграции и в залежах. [c.235]

При сравнении структур гомологов тетралина, выделенных из нефти, и соответствующих гомологов нафталина наблюдается полная аналогия количества и позиций радикалов в молекулах этих компонентов. Можно думать, что обе серии этих компонентов нефти принадлежат к одному и тому же генетическому ряду. Б. Мейр и Дж. Борывелл (1963 г.), исследовавшие состав нафтено-ароматических концентратов нефти Понка Сити, кипящих от 230 до 305° С и имеющих 13—19 атомов углерода в молекуле, пришли к следующим общим заключениям. [c.63]

Монография представляет собой фундаментальный труд о коллекторских толщах, залегающих на разных глубинах и различных стратиграфических горизонтах. Характеристика коллекторских толщ дается по нефтегазоносным провинциям Советского Союза. Книга состоит из двух частей. В первой части приведены сведения о породах-коллекторах нефти и газа, факторах, влияющих на формирование коллекторских толщ и изменение коллекторских показателей, а также описание геологических условий нефтегазоносных провинций. Во второй части рассмотрены условия залегания, состав, свойства пород-коллекторов и закономерности их размещения на территории нефтегазоносных провинций. В заключении выделены главные типы коллекторов, выяснены общие изменеьшя свойств коллекторов в зависимости от глубины залегания, термодинамических условий, тектонической напряженности. [c.184]

Если ту или иную фракцию нефти пропустить через трубочку с палладиевой чернью, нагретую до 300°, или с другим подходящим катализатором (N1 и другие), то все углеводороды ряда циклогексана превращаются в ароматические но количеству выделившегося при этом водорода можно сделать заключение о содержании во взятой пробе углеводородов ряда ци[<логексана. Обрабатывая затем полученный погон серной кислотой или серно-азотной смесью, можно по ароматическим продуктам реакции составить представление об углеводородах ряда циклогексана, входящих в состав исс,педуемой фракции. Очевидно также, что, после удаления всех углеводородов ряда циклогексана указанным путем, состав нефтяного погона сильно упроп ается, а потому изолирование из него отдельных представителей тех рядов, которые не изменяются под влиянием дегидро-генизационного катализа, становится легче. Судя по результатам, полученным до настоящего времени, систематическое приложение этого метода к исследованию нефти обещает дать в высшей степени интересные результаты, тем более, что пока это — единственный способ разделения столь близ- [c.82]

Хотя в целом состав нефти нельзя объяснить на основании термодинамических соображений, последние могут представлять большой интерес в частных случаях для интерпретации состава нефтяных фракций. Любопытно отметить, например, что нефти из более старых пластов, как правило, содержат более парафинов и более летучих компонентов, чем нефти более молодых формаций это находится в согласии с данными о свободной энергии образования углеводородов (выводы 1 и 2). Кроме того, возможно, что для некоторых групп компонентов (например, для ряда изомеров) термодинамическое равновесие в действительности было достигнуто, но что превращение молекул этой группы в другие компоненты было замедлено . Результаты недавних исследований в области состава нефтей дают основные данные для интересных выводов. Грисуолд и Уолки [42] собрали данные о количестве различных изомеров гексана, содержащихся в нефтях. Однако они пришли к заключению, что в настоящее время эти данные недостаточны, чтобы на их основании предсказать что-либо об относительном количестве изомеров в других нефтях. [c.50]

Рассматривая эти данные, мы видим, что в остатке от перегонки пефти среди входящих в его состав твердых углеводородов основную часть составляют нафтены и ароматические углеводороды парафины ню содержатся в небольших количествах. Это позволяет сделать заключение, что так называемые церезины, концентрирующиеся в высококипящих фракциях нефтей, представляют собой слогкпые смеси парафиновых, нафтеновых, ароматических и нафтено-ароматических углеводородов, причем все циклические углеводороды содержат боковые цепи нормального и изостроения, с большим числом углеродных атомов. [c.207]

Приведенные в табл. 16 данные показывают, что нефти рассматриваемой области обладают повышенным содержанием серы, не подымающимся, впрочем, до особенно высоких значений. А. А. Карцев (1957) связывает осернение нефтей Колумбии с воздействием инфильтрационных сульфатсодержащих вод в условиях повышенной проницаемости коллекторов. Вероятно, с этим следует согласиться из-за отсутствия гипсов в разрезе. Необходимо отметить также, что тип нефтей рассматриваемой области указывает на несомненно имевшее место окислительное их преобразование, протекавшее наряду с процессами осернения и даже в большей степени. Такое заключение опирается как на фракционный состав нефтей, в котором преобладающее значение принадлежит смазочным маслам и остатку от разгонки, так и на тип кривых структурных индексов. Возможно, окисленность нефтей области р. Магдалены связана со значительной ролью континентальных фаций в разрезе третичных отложений и с развитием разрывных нарушений, способствующих распространению окислительных воздействий на большую глубину. [c.88]

Данные этой таблицы показывают, что, в отличие от нефтей Индонезийской и Ассамо-Бирманской области, в Японии встречаются также нефти с несколько повышенным содержанием серы, что влечет за собой известные изменения и в других свойствах, сказываясь прежде всего на увеличении их смолистости и утяжелении фракционного состава. Вместе с тем сохраня1этся, так сказать, общий стиль типа — высокие значения структурных индексов и легкий фракционный состав малосернистых разностей, в том числе тяжелых по удельному весу (тип 5 табл. 35а). Это позволяет нам сделать заключение о значительном участии термических воздействий, связанных с проявлениями вулканизма, в формировании основного типа нефтей Японии. [c.193]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология