Cтраница 1
Природа нефти заметно влияет на величину скачка температуры размягчения и пенетрацию полученного битума. Величина этого скачка для различных битумов колеблется от 25 до 78 С. Интересно, что битумы, полученные из ромашкинской нефти на Киришском и Полоцком НПЗ заметно отличаются по увеличению температуры размягчения. Очевидно, что различие в технологии переработки нефти заметно сказывается на химическом составе гудронов, о чем уже говорилось выше. Температура размягчения битума, полученного из сахалинских нефтей, не возрастает, а падает на Ю С, соответственно пенетрация возрастает на 8 пунктов. [1]
Природа нефти в значительной степени предопределяет способ ее переработки, а тем самым и род получаемого нефтяного остатка, свойства которого непосредственно влияют на качество кокса. [2]
Кроме природы нефти, из которой получен исходный гудрон, большое влияние на взаимодействие битумов с фосфорной кислотой и пятиокисью фосфора оказывает степень го окисленности. [3]
Влияние природы нефти на растворимость в ней газов. [4]
Влияние природы нефти, состава нефтяных фракций и способа получения все же сказывается на химической характеристике битумов. Несколько различается углеводородный состав битумов. Так, битумы, полученные с применением крекинг-остатка, содержат меньше парафино-нафтеновых углеводородов, но больше тяжелых полициклоароматических углеводородов, чем битумы из остатков прямой перегонки. Различно содержание твердых парафинов. [5]
Влияние природы нефти Hi растворимость в ней газов. [6]
Однако особенности природы нефтей СССР, используемых для производства битумов, предопределяют необходимость применения технологических процессов, связанных с окислением тяжелых нефтяных остатков. [7]
Различие в природе нефти, подвергаемой пиролизу, оказывает только незначительное влияние на выход ароматических углеводородов, хотя нефти, содержащие циклические углеводороды ( особенно производные циклогексана), являются, вероятно, более подходящим сырьем для получения ароматики. [8]
Вывод о преобладающей диагенетической природе нефти не менее важен при оценке перспектив нефтеносности карбонатных фаций. Основным возражением против возможности образования нефти в карбонатных осадках считалась быстрая их литификация, практически заканчивающаяся в диагенезе. Одйако, коль скоро в диагенезе может происходить и образование нефти, и создание постседиментационных пустот, каверн, трещин и других просветов, способных аккумулировать эту образовавшуюся нефть, указанное возражение отпадает. Иначе говоря, нефть генетически связана с фацией каждого данного карбонатного осадка и ее поиски могут вестись вне зависимости от условий нефтеносности смежных терригенных фаций. Перспективы нефтеносности возрастают в этих случаях с увеличением мощности карбонатной фации и с увеличением ее нефтематеринского потенциала, охарактеризованного в табл. 12, Фации лагун, рифовых обстановок, застойных бассейнов с дефицитом кислорода у дна представляются в этом отношении наиболее благоприятными. [9]
В зависимости от природы нефти и условий ее добычи компоненты защитного слоя в количественном отношении могут быть представлены в различных сочетаниях. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит как от общего значения адсорбции природных стабилизаторов, образующих защитные оболочки на глобулах воды, эмульгированной в нефти, так и от типа стабилизатора. Кинетически стабилизирующим действием обладают все адсорбционные слои, независимо от их природы. Стабилизация эмульсий, обусловленная особыми структурно-механическими свойствами адсорбционных слоев, может привести к практически неограниченному повышению устойчивости эмульсии. Гидрофильные эмульгаторы ( глина, мел, гипс) стабилизируют нефтяные эмульсии типа нефть - вода, а гидрофобные - эмульсии типа вода - нефть. [10]
НЧК, и природы нефти, к которой добавляется деэмульгатор. [11]
В зависимости от природы нефти и типа деэмульгатора может оказаться целесообразной подача последнего в несколько точек технологической схемы. Кроме водорастворимых деэмульгаторов, в значительной степени переходящих в дренажную воду и требующих пополнения в последующих ступенях по мере их вымывания водой, имеются и нефти, для которых более рациональной может быть подача деэмульгатора в несколько точек технологической схемы, независимо от того, является деэмульгатор водо - или нефтерастворимым. Это объясняется тем, что часть поданного деэмульгатора адсорбируется на диспергированных в нефти твердых частицах и тем самым снижается его деэмульгирующая активность. Поэтому, кроме подачи деэмульгатора до или после сырьевого насоса, для некоторых нефтей, особенно с высоким содержанием парафина, смол или механических примесей, целесообразна дополнительная подача деэмульгатора перед электродегидраторами, которая может превышать первую подачу в два раза. Иногда целесообразно применять деэмульгатор и в самом электродегидраторе. В этом случае его вводят в зону между нефтью и водой для разрушения промежуточного слоя эмульсии. [12]
В зависимости от природы нефти и содержания в ней твердых углеводородов, а также от места отбора проб соотношения различных компонентов, входящих в состав парафиновых отложений, могут колебаться в широких пределах. [13]
В зависимости от природы нефти содержание серы в нефтях может изменяться от десятых долей до нескольких процентов. [14]
В зависимости от природы нефти в коксе сосредотачивается порядка 2Q - 3SJ & всей серы, содержащейся в исходном остатке. [15]