Cтраница 3
На первоначальном лабораторном этапе получения реактивных топлив из узких фракций, выделенных при перегонке исследуемых нефтей, были составлены смеси и исследованы их углеводородный состав и физико-химические свойства, прежде всего такие как пределы выкипания, температура начала кристаллизации, плотность, вязкость. При этом, основным лимитирующим показателем была температура начала кристаллизации, так как этот показатель не подчиняется правилу аддитивности и в каждом отдельном случае, по мере утяжеления фракционного состава топлива должен определяться экспериментально. [31]
На рис. 28 и 29 приведены хроматограммы фракции 50 - 125 С одной из исследуемых нефтей, полученные при 30 и 70 С. [32]
В качестве примера на рис. 7 показана кривая вязкости фракции 350 - 450 С одной из исследуемых нефтей. [33]
При исследовании пластовых нефтей, на указанных установках при помощи описанного выше метода можно определять удельный вес исследуемых нефтей, полностью исключив ее потери. [34]
Этот вывод был подвергнут предварительной ( перед выходом на промышленные установки) проверке путем измерения градиента напряжения пробоя исследуемых нефтей. [35]
В табл. 5.5 приведены основные физико-химические характеристики концентратов азотистых оснований, полученных по схеме дифференцированного выделения из деасфальтенизатов исследуемых нефтей. Суммарный выход концентратов К-1 - К-3 изменяется в пределах 3 - 4 % на исходные деасфальтенизаты с незначительным снижением при переходе от нефти пласта АВв, к Ю1 симбатно содержанию общего и основного азота в них. Такая же примерно тенденция прослеживается и по выходу отдельных концентратов. Наиболее высокомолекулярные азотистые основания содер-н атся в К-1 и К-2. При переходе от пласта ABg 7 ( нафтено-метановый тип) к пласту lOj ( метановый тип нефти) наблюдается повышение средних молекулярных масс концентратов. В соответствии с выходом концентратов повышается относительное содержание в них основного азота. Суммарный выход азотистых оснований изменяется от 82 до 99 % при переходе от пласта ABg v K) i. Их неполное извлечение из менее погруженных нефтей, по-видимому, можно объяснить наличием соединений азота ( насыщенного характера или с экранированным гетероатомом), которые при взаимодействии с НС1 образуют комплексы со слабой поляризацией донорно-акцепторпой связи, недостаточной для перехода их в нерастворимую фазу. Низкомолекулярные основания ( К-1) э и ( К - З) э близки как по содержанию общего и основного азота, так и по молекулярным массам. Это сильноосновные соединения, наиболее ароматические. [36]
В данной статье излагаются результаты выделения сераорганических соединений типа сульфидов из сернистоароматических концентратов, полученных из широких фракций исследуемых нефтей. [37]
Этот вывод был подвергнут предварительной ( перед выходом на промышленные установки) проверке путем измерения градиента напряжения пробоя исследуемых нефтей. [38]
Важнейшей составной частью азоторганических соединений нефти являются также нейтральные азотистые соединения, для выяснения общего характера которых образцы исследуемых нефтей восстанавливались алюмогидридом лития1 в среде диэтилового эфира. При этом происходит достаточно избирательное превращение циклических амидов карбоно-вых кислот и нитрилов до аминов, причем амиды, в зависимости от строения, превращаются в первичные, вторичные п третичные амины, а нитрилы образуют лишь первичные. Кроме того, немаловажен и тот факт, что алюмогидрид лития в данных условиях не восстанавливает пирролы, индолы, кар-базолы и порфирины. [39]
В данной статье излагаются результаты выделения сераорганических соединений типа сульфидов из сернистоароматических концентратов, полученных из широких фракций исследуемых нефтей. [40]
По вопросу о течении газо-нефтяных смесей в выкидных линиях следует заметить, что составление корреляционных таблиц невозможно, пока исследуемые нефти не имеют аналогичных данных РУТ и кривой вязкости. Уменьшение величины коэффициента трения со снижением значения X) g является, очевидно, свойством сырых нефтсй из месторождений Ла Паз и Мара. Исследования, проведенные в других месторождениях с высоковязкими сырыми нефтями, показали обратную тенденцию, близко напоминающую нормальную кривые Стентона для однофазного течения жидкости. [41]
Как видно, в содержании металлопорфириновых комплексов в нефтях Таджикской депрессии наблюдается аналогичная ( как в случае ванадия и никеля) картина: исследуемые нефти намного более обогащены ванадий - и никелыюрфири-новыми комплексами не только по сравнению с третичными нефтями других нефтеносных районов страны, но и по сравнению с мезозойскими нефтями. Как и следовало ожидать, в нефти месторождения Алмасы, добываемой из алайского слоя и содержащей меньше микроэлементов, чем нефти бухарского слоя, обнаружены значительно в меньших количест-вых и ванадий - и никельпорфириновые комплексы. [42]
Групповой углеводородный состав этих фракций ( на-рафино-нафтеновые углеводороды 70 - 87 %, ароматические углеводороды 30 - 13 %) показывает, что керосины исследуемых нефтей будут характеризоваться низкими октановыми числами ( ниже 40) и, следовательно, не могут рассматриваться как сырье для производства тракторных керосинов. Вместе с тем присутствующие в керосиновых фракциях в значительном количестве ароматические углеводороды делают эти фракции непригодными также и для производства осветительных керосинов, так как не удовлетворяют требованиям технических норм по высоте некоптящего пламени. [43]
Наши современные представления о химическом составе нефтей и структуре основных групп углеводородов позволяют в известной мере классифицировать нефти отдельных месторождений по основным признакам, характерным для каждой из исследуемых нефтей. Необходимо отметить, что существующая методика как в области исследования химического состава, так и структуры углеводородов, находящихся в нефтях, далека от совершенства, и поэтому мы встречаемся с рядом затруднений при отнесении многих нефтей к той или иной группе. Эти затруднения дополняются еще и тем обстоятельством, что еще очень многие нефти не подверглись глубокому исследованию и не имеется необходимых данных для их полной характеристики. [44]
Анализ количественного и качественного воздействия уренгойского конденсата на реологические параметры высоковязких и высокозастывающих нефтей свидетельствует о различной степени влияния конденсата на предельное динамическое напряжение сдвига, пластическую и динамическую вязкости исследуемых нефтей. [45]