Смолисто-асфальтеновой компонент

Cтраница 4

Типичным процессом разделения нефтяного сырья, основанным на воздействии растворителя, является осаждение смолисто-асфальтеновых компонентов легкими алканами. Цель подобных разделений может состоять, в частности, в углублении переработки и более полном использовании тяжелых нефтяных остатков путем извлечения из них определенных групп полезных компонентов. В этой связи ценным видом остаточного сырья является смола пиролиза. [46]

ЭПР-спектры сырых неф-тей и после удаления из них асфальтенов ( Чижевское месторождение, СКВ. 6 - Р, гл. 1945 - 1988 м.| Характерные ЭПР-спектры нефтей некоторых месторождений. [47]

Используя значения КПЦ, в изученных коллекциях нефтей выделяют группы по степени обога-щенности смолисто-асфальтеновыми компонентами. На ЭПР-спектрах некоторых нефтей наряду с одиночным сигналом присутствовали дополнительные сигналы ( рис. 116), интенсивность и расположение которых свидетельствуют о наличии ванадийсо-держащих соединений. [48]

Типично пермские нефти ( не тяжелые) имеют меньший выход бензиновых фракций и значительно большее содержание смолисто-асфальтеновых компонентов, чем нефти каменноугольных отложений. В бензиновой фракции высокое содержание метановых и нафтеновых УВ и очень низкое - ароматических. [49]

Поровая сорбированная нефть по составу отличается от исходной и тем более от ее фильтратов резким повышением содержания смолисто-асфальтеновых компонентов ( соответственно 11; 6 5 и 3 3 %) и незначительным - ароматических УВ ( соответственно 19 5; 11 9 и 9 5 %); количество парафино-нафтеновой фракции снижается до 71 % против 81 6 % в исходной нефти и 89 % в ее фильтрате. Ароматическая фракция характеризуется уменьшением нафтеновой части смешанных молекул. [50]

Зависимость количества выделенных асфальтенов от времени осаждения. [51]

Использование в практике разделения заведомо избыточного 40-кратного соотношения осадителя к сырью может привести также к переходу части составляющих смолисто-асфальтеновых компонентов в молекулярное состояние в растворе и невозможности их осаждения. [52]

Понижение температуры застывания конденсатонефтяной смеси по сравнению с исходными сырьевыми композициями объясняется взаимодействием парафиновых углеводородов газоконденсатов и смолисто-асфальтеновых компонентов нефти. Парафины за счет вовлечения в сольватные слои смолисто-асфальтеновых веществ не образуют структурного каркаса при понижении температуры, а для образования структурного каркаса из более низкомолекулярных парафинов необходимо переохлаждение исследуемых систем. Экстремальный характер изменения температуры при этом обязан первоначальному растворяющему действию газоконденсата при малых концентрациях нефти и разупорядочения межмолекулярных связей в агрегативных комбинациях нефтяной системы. Повышение концентрации нефти способствует налаживанию новых связей между компонентами системы, повышению среднего размера образуемых при этом структур с возможным окклюдированием части компонентов газового конденсата. [53]

Нефть, фильтровавшаяся через известняки, отличается от исходной нефти некоторым увеличением плотности и вязкости, повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов и нафтено-ароматических УВ, преобладанием УВ с меньшим числом колец в усредненной молекуле и более длинными, чем в исходной нефти, парафиновыми цепями. [54]

Так как азот - и кислородсодержащие соединения почти - полностью, а серосодержащие в значительной степени сосредоточены в смолисто-асфальтеновых компонентах нефти [25], то химическое строение асфальтенов в известной мере определяется структурным типом гетеросодержащих фрагментов. [55]

В составе нефтей, мигрировавших при температуре 70 С, наблюдаются значительные количества не только УВ, но и высокомолекулярных смолисто-асфальтеновых компонентов. По сравнению со смолами и асфальтенами углеводородная часть нефти, вследствие малой молекулярной массы, низкой плотности и наименьшей сорбируемо-сти породами, более миграционноспособная, даже при менее жестких условиях. [56]

Имеются лишь сравнительные данные о содержании АСВ в добываемой и остаточной нефтях одного и того же месторождения [3-5], отмечается повышенное содержание смолисто-асфальтеновых компонентов в остаточной нефти. В работе [6] было изучено несколько образцов остаточной нефти с целью определения изменения вязкости этих образцов после заводнения. Показано, что на породе в первую очередь сорбируются высокомолекулярные и полимерные компоненты нефти. Легкие же компоненты вымываются водой, что приводит к некоторому увеличению плотности и вязкости остаточной нефти, по мнению авторов [6], вследствие хроматографического эффекта на породе. По нашему мнению, наличие только таких характеристик, как плотность и вязкость, недостаточно для суждения о структурно-групповом составе остаточной нефти, это невозможно сделать и методом только ИК-спектроскопии вследствие сложности идентификации гетероатомных компонентов в остаточной нефти. Вероятнее всего, как отмечено в работе [7], накопление тяжелых компонентов в пласте происходит вследствие опережающего отбора легких компонентов в процессе добычи нефти. [57]

При этом в скважинах с высоким дебитом образуются более плотные отложения с высоким содержанием парафина, а в ма-лодебитных - отложения полужидкой консистенции с большим содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов. [58]

Страницы: 1 2 3 4