А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Асфаль-тен

Асфаль-тени не розчиняються і розподіляються в обсязі у вигляді суспензії.

Сухі асфаль-тени представляють собою порошок від темно-коричневого до чорного кольору, розчинний в бензолі чотирихлористий вуглець і сероуглероде, але нерозчинний в парафінових вуглеводнях. Вони висакоароматізовани і містять конденсовані кільця. Смоли - виділяють адсорбцией фуллеровой землею, активованої окисом алюмінію або силікагелем після видалення з бітуму частини, нерозчинної в петролейном ефірі. Витягають смоли з адсорбенту екстракцією чотирьоххлористим вуглецем, бензолом, або, найкраще, смесьяібедзола з невеликою кількістю спирту. Свою назву ці продукти отримали, мабуть, у зв'язку з тим, що при випаровуванні розчинника вони, подібно природним і синтетичним смолам, утворюють суцільну плівку. Хімічна будова смол подібно отдоенію асфальтенов.

Для асфаль-тенів паралельно зі збільшенням кількості сірки підвищується вміст водню.

Відмінною рисою новоутворених асфаль-тенів є більш висока, ніж у відповідних фракціях смол, вміст сірки. Це показує, що в освіті асфальтенов при хроматографическом поділі смол значну роль відіграють сірчисті з'єднання. Дане положення добре узгоджується з тим, що Битковского нафти містять велику кількість сірки, яка, як правило, концентрується у фракціях полі-конденсованих ароматичних вуглеводнів, в смолах, асфальтенів і асфальтогенових кислотах.

Збільшення сольватации частинок асфаль-тенів обумовлює ослаблення взаємодії між ними, чому зменшується структурообразование в нафти.

Залежність швидкості руху краплі гасу від перепаду тиску при різних концентраціях Неіонний-генного ПАР (ОП-10. У разі ксилольного розчинів асфаль-тенів стабілізація товщини прошарку відбувається при більш високих швидкостях руху, ніж в разі розчинів нафтенових кислот в гасі. При збільшенні товщини водної прошарку опір руху краплі зменшується. Зі зменшенням швидкості руху товщина водного прошарку зменшується, внаслідок чого зростає опір її руху і вона зупиняється. При великих концентраціях активних компонентів в нафти швидкість стоншення водної прошарку і ймовірність її розриву при зупинці крапель збільшуються. З цієї точки зору дуже важливо, щоб в процесі витіснення нафти водою з пористого середовища не було зупинок, так як в подальшому для відриву крапель від твердої поверхні і їх зсуву в порах потрібно значний перепад тиску.

Основним барвником нафти є асфаль-тени. Від концентрації і дисперсності останніх залежить значення оптичної щільності нафти. Частинки асфальтенов мають чорний колір і сильно поглинають світлові промені.

Чи не розчиняє твердих асфальтів (асфаль-тени) і навіть застосовується для їх осадження з їх розчинів в нафтах і важких нафтопродуктах.

Наступний спосіб накопичення додаткової кількості асфаль-тенів, тобто збільшення теплостійкості бітумів, що полягає в переокислення ходового гудрону до температури розм'якшення по КиШ близько 100 С з подальшим розведенням мазутом, забезпечує отримання вузьких дорожніх бітумів всіх марок БНД.

На основі дослідження люмінесценції розчинів асфаль-тенів[139]встановлено, що асфальтеновие асоціати мають плоске будова.

цікаво відзначити, що зміст асфаль-тенів, визначене за методом Бестужева та Баргмана, на 10 - 25% нижче, ніж за методом Маркуссона.

У роботах по мас-спектрометричного аналізу нафтових асфаль-тенів[74, 90-92]ідентифіковані фрагменти макромолекул асфальтенов, в яких число конденсованих му етичних ядер також не перевищує двох-трьох. Виходячи з даних ПМР-приналежност-ії, було визначено[95], Що в молекулі асфальтенов міститься приблизно 16 5 метильних груп.
 На мікрофотографіях отримані сферичні частинки асфаль-тенів різних розмірів. Найменші з них в середньому - 100 А. Великі частинки вийшли, ймовірно, в результаті об'єднання кількох молекул. Розбіжність даних пояснюється, ймовірно, тим, що на мікрофотографії вимірюється розмір всієї молекули асфалиенов, а рентгенівські промені розсіюються тільки впорядкованої частиною або ядром молекули.

Викладено результати комплексного дослідження смол і асфаль-тенів з збірної західно-сибірської нафти і вакуумного залишку 540 С, отриманого з неї на пілотних установках башта жодного. Показано широке різноманіття структурних типів серед молекул вивчених високомолекулярних сполук, виявлено основні тенденції зміни їх складу і будови внаслідок термодеструктівних перетворень компонентів нафти в умовах високотемпературної вакуумної перегонки.

Відбензинений нафту після осадження з неї асфаль-тенів пентаном фільтрують через колонку, заповнену Великопористий силікагелем.

Концентрації смолистих речовин і асфальтенів в деяких нафтах. Фактично зазначені змісту смолистих речовин і асфаль-тенів незрівнянно малі в порівнянні з величезними кількостями чорного асфальтового матеріалу, який часто називають керогеном, що залишається в нефтематерінскіх породах.

Температуру розм'якшення дуже твердих бітумів і асфаль-тенів зазвичай визначають за методом кубика: кубик з випробуваного матеріалу підвішують на дротовому гачку в рідинної бані. Баня нагрівається із заданою швидкістю нагріву, при цьому бітум розм'якшується. Температура, при якій бітум (або його крапля) торкнеться дна посудини, вважається температурою розм'якшення.

Температуру розм'якшення дуже твердих бітумів і асфаль-тенів зазвичай визначають за методом кубика: кубик з випробуваного матеріалу підвішують на дротовому гачку в рідинної бані. Баня нагрівається із заданою швидкістю нагріву, лрі цьому бітум розм'якшується. Температура, при якій бітум (або його крапля) торкнеться дна посудини, вважається температурою розм'якшення.

Встановлено, що об'ємний розподіл часток асфаль-тенів нафт різних родовищ значно відрізняється один від одного. Асфальтени нафти родовища Калам-кас характеризуються більш широким - набором частинок (від 1 - 2 до 15 - 40 мкм), причому максимуми об'ємного розподілу часток припадають на 5 - 8і7 - 10 мкм відповідно.

У складі нафтових бітумів є смоли і асфаль-тени, важко піддаються розпаду. Так, якщо вода річки проходить весь шлях за 6 діб, то розпадається близько 44% нафтових бітумів. Частина їх осідає на дно. Цей процес залежить від швидкості течії (найбільш ефективні швидкості менш 005 м /с), концентрації зважених часток і речовин, що знаходяться в колоїдному стані головним чином гумусових речовин. Для повного випадання з води найбільш важких смоляних фракцій при кольоровості води 60 і прозорості 1 м по диску Секки необхідно не менше 3 - 4 діб. Частина, що залишилася середніх і легких смол при їх концентрації у воді близько 1 мг /л видаляється з води протягом 3 - 4 тижнів.

При окисленні нейтральні смоли можуть перетворюватися в асфаль-тени.

Методом светорассеяния по концентраційної залежності каламутності розчину асфаль-тена в розчинник відомого вугле були розраховані але рівняння Дебая їх молекулярні (міцелярні) ваги.

Слід також зазначити, що підвищення вмісту асфаль-тенів призводить до більш частої зміни каталізатора.

У пошуках шляхів поглиблення дослідження смол і асфаль-тенів випробувано безліч варіантів і схем їх виділення і фракціонування, вивчені можливості використання різних фізичних і фізико-хімічних методів встановлення складу і структурних характеристик речовин. У цьому розділі в гранично стислій формі відзначені переваги і недоліки відомих методів дослідження нафтових ВМС, приділено значна увага новим методичним розробкам.

Хімічний метод заснований на видаленні смол і асфаль-тенів хімічними реагентами, такими, як хлористоводнева, хлорсульфонова, азотна, фосфорна кислоти, розплав гидроокисей лужних металів, розчин йоду, в оцтової кислоти і ін. Загальним їх недоліком є дорожнеча, хімічну взаємодію з смолісто- асфальтено-вимі речовинами і неможливість регенерації реагентів.

При опроміненні гільсоніта, атабасской смоли, асфаль-тенів і сирої нафти виділялися досить великі кількості водню і незначні кількості газоподібних вуглеводнів.

З таблиці видно, що окремі фракції асфаль-тенів помітно різняться між собою за складом і властивостями.

У компонентному складі бітуму зменшується також вміст асфаль-тенів. У зв'язку зі зменшенням кількості асфальтенов температура плавлення бітуму знижується.

Найкраще розчиняє ароматичні вуглеводні хунті всього асфаль-тени.

Глибокому перетворенню на 85 - 90% піддаються асфаль-тени і смолисті речовини, а також середні і легкі ароматичні сполуки, нафтенові і парафінові вуглеводні. Основним напрямком реакції є розпад-відрив бічних ланцюгів, розпад ізопарафінових і парафінових вуглеводнів, розрив нафтенових кілець і дегідрогенізація бі - і поліциклічних гідроароматичних нафтенових вуглеводнів. За рахунок останньої реакції і реакцій глибокої конденсації утворюються невелика кількість важких ароматичних вуглеводнів і високе відкладення коксу на каталізаторі.

Екстракційний поділ нафт на олії, смоли і асфаль-тени.

Для покладів нафти з високим вмістом парафінів, асфаль-тенів і смол надзвичайно важливо правильно визначати раціональне забійні тиск видобувних свердловин. Надмірне його зниження (нижче тиску насичення н ефті газом) призводить до зменшення дебіту нафти. зниження продуктивності нафтових пластів прямо пов'язане з виділенням газу, двофазним плином, підвищенням в'язкості нафти, випаданням з нафти парафінів, ас-фальтенов і смол, їх накопиченням в пластах в привибійну зонах видобувних свердловин. З підвищенням забійного тиску видобувних свердловин продуктивність пластів відновлюється в тій чи іншій мірі.

Параметрами для зіставлення прийняті: кількість смол, асфаль-тенів, сірки, азоту, ванадію, нікелю і порфіринів в нафтах і їх смолистої частини. характерні також відносини смол до асфальтенів, ванадію до нікелю, сірки до азоту і суми асфальтно-смолистих речовин до загальної сере.

Параметрами для зіставлення прийняті: кількість смол, асфаль-тенів, сірки, азоту, ванадію, нікелю і іорфірінов в иефтях і їх смолистої частини. Характерні також відносини смол до асфальтенів, ванадію до нікелю, сірки до азоту і суми асфальтно-смолистих речовин до загальної сере.

Парафінові відкладення складаються з парафіну, нафти, асфаль-тенів, а також води, продуктів руйнування пласта і механічних домішок, привнесених з поверхні в свердловину. Випадаючи з нафти і відкладаючись на трубах і устаткуванні ці компоненти (їх називають асфальто-смолистими парафінові відкладеннями - АСПО) порушують нормальну роботу свердловин.

Основні складові частини нафти - масла, смоли і асфаль-тени.

Передбачається, що сильно фарбують речовини, смоли і асфаль-тени, в нафтових маслах перешкоджають кристалізації. Вплив асфальтенов або інших інгібіторів кристалізації тісно пов'язане з дією депрессантов, що знижують температуру застигання. Як показано Саханеном 30], температура застигання масляного мазуту, що залишився від перегонки з парою, може бути збільшена фільтрацією через фуллеровой землю.

При обробці сірчаною кислотою масляних нафтопродуктів ненасичені сполуки, асфаль-тени і деяка частина смол перетворюються в високомолекулярні полімери та продукти ущільнення. Інша частина смол утворює сульфокислоти, третя - розчиняється в кислоті що не змінюючись. Всі перераховані вище речовини переходять в кислий гудрон і разом з ним відокремлюються від масла.

Залежність динамічної в'язкості герасшювской нафти від швидкості деформації. | Залежність динамічної в'язкості російської нафти від швидкості деформації. нафта; 1 - вихідна, 2 - без асфаль-тенів, 3 - без асфальтенов і смол.

Отримана органічна частина складається з вуглеводнів нейтральних смол і асфаль-тенів, а також з органічних кислот, не розчинні у воді і розчині сульфату натрію.

Залежність динамічної в'язкості гсрасшювской нафти від швидкості. | Залежність динамічної в'язкості російської нафти від швидкості деформації. | Криві течії нафт.

Нафта: 7 - вихідна, 2 - без асфаль-тенів, 3 - без асфальтенов і смол.

Вони являють собою складну колоїдну систему, що складається з асфаль-тенів, високомолекулярних смол і масел: асфальтени надають твердість і високу температуру розм'якшення; смоли підвищують цементують властивості і еластичність; масла є розріджує середовищем, в якій розчиняються смоли і набухають асфальтени.

Таким чином, при відсутності в складі нафти ассоциатов асфаль-тенів структурообравованіе в нафти з кристалів парафінів відбувається безпосередньо при температурах нижче температури насичення її парафіном. Міцність таких структур швидко посилюється при ох лаж діти нафти. З ростом змісту асооціатов асфальтенов збільшується розрив між температурою насичення нафти парафіном і температурою, при якій іеменявуоя ваяоноиврносгл реологічних і фільтраційних властивостей структурованих н фтей. Цей раарив по температурі для узень-ських нафт складає 5 - 16 С.

Кисневі сполуки в ТНО входять в основному до складу асфаль-тенів і смол. Основна маса металоорганічнихз'єднань концентрується також в асфальто-смолистих компонентах ТНО. В олійною частини ванадій практично повністю відсутня, а частина нікелю присутня і в дистилятах.

Сахаров[39]вважає, що значна адсорбція смол і асфаль-тенів на поверхні розділу нафта - вуглеводневий газ малоймовірна. Він дотримується думки, що на поверхні газового бульбашки утворюється так звана жідкорастянутая плівка ПАР, не надає значного перешкоди дифузії газу в пляшечку. ПАР мало впливає на перерозподіл компонентів між рідкою фазою і газовим бульбашкою. Якщо припустити, що ця плівка досить міцна і зменшує массообмен між рідкої і виникла газовою фазою, то фактор переносу буде грати ще більшу роль. Отже, відхилення фазового рівноваги щодо компонентного складу в даному перетині трубопроводу буде ще більше, і газова фаза буде тим більш збагачена летючими компонентами.

У пластової нафти, що містить значну кількість розчиненого газу, асфаль-тени можуть утворювати структурну сітку. Нафта набуває структурні властивості. При тиску вище тиску насичення і пластової температурі нафту вугленосної товщі Таймурзінской площі яка містить близько 7% асфальтенов ідо 10 еж3 /ом8 газу, володіє динамічним напругою зсуву 1228ін /см при дегазації нафти динамічна напруга зсуву зменшується, але після відходу більшої частини газу структурні властивості знову посилюються через виділення з розчину парафіну. Показано, як можуть впливати на розробку нафтових покладів зазначені структурні властивості пластових нафт.

Сталість відносини кількості акцизних смол до суми сілікагелевой смол і асфаль-тенів іноді пояснюється тим, що за методом адсорбції на сшш-Кагеля виділяються не всі смолисті речовини, а тільки приблизно половина. Таке припущення абсолютно неймовірно, так як масла, отримані після обробки адсорбентами, смолистих речовин взагалі не містять; ймовірніше, що акцизні смоли витягають з нафти не тільки смолисті але ще і якісь інші речовини. Це швидше за все могли б бути ароматичні вуглеводні для повного розчинення яких недостатньо тих кількостей сірчаної кислоти, які застосовуються в акцизному способі але яких цілком вистачає для конденсації смолистих речовин з ароматичними вуглеводнями. Можливо також, що сірнокислотний розчин смолистих речовин вибірково витягує частину ароматичних вуглеводнів.

Крива залежності питомої ваги нафти від глибини її залягання по розрізу (район Бібі-Ейбат. | Теоретичні криві зміни властивостей нафти по розрізу. На осі абсцис показано напрямок збільшення питомої ваги, змісту асфаль-тенів, смол і інших важких компонентів. Смолісто- асфальтеновие речовини - гетероатомних високомолекулярні сполуки, що включають нафтові смоли і асфаль-тени. смоли-Темна, що розрізняються по консистенції (від пластичної до твердої), молекулярну масу, вмісту мікроелементів і гетероатомов речовини (див. гл.

з даних, наведених в табл . 191 видно, що асфаль-тени, що утворилися з смол, екстрагованих бензолом і спирто-бензольної сумішшю, по елементарному складу близькі до асфальтенів, виділеним з відповідних нафт. Винятком є смоли нафти свердловини №40 Долинського родовища.