Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Кривая разгазирования нефти


Коэффициент - разгазирование - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Коэффициент - разгазирование

Cтраница 1

Коэффициент разгазирования - количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу, и давление насыщения нефти газом - давление при котором газ начинает выделяться из жидкости.  [1]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких.  [3]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда этот коэффициент при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения.  [5]

Увеличение коэффициента разгазирования по мере снижения давления не всегда соблюдается.  [6]

Увеличение коэффициента разгазирования в области высоких температур и давлений связано с явлением обратного испарения. На высоких ступенях разгазирования в сильно сжатом сухом газе растворяются бо лее тяжелые компоненты газа, которые при меньших давлениях находятся в растворе. Следовательно, увеличение коэффициента разгазирования при высоких давлениях объясняется обогащением газа более тяжелыми компонентами.  [7]

Здесь следует ввести понятие коэффициента разгазирования, характеризующего количество газа, выделяющегося из единицы массы или объема нефти при снижении давления на одну атмосферу. Для одной и той же пластовой нефти коэффициенты разгазирования и растворимости должны быть равны.  [8]

На рис. 2 показана величина отношения коэффициента разгазирования в метастабильных условиях ам к его значению в статических условиях аст. Из рис. 2 следует, что в области давлений, близких к насыщению ам более чем в 3 раза превышает хст. Это обстоятельство указывает на то, что в период разрушения метастабильного состояния газ из нефти выделяется очень интенсивно.  [9]

Для характеристики ГЖС введены также следующие параметры: коэффициент разгазирования - количество газа, вьщеляющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу, и давление насыщения нефти газом - давление при котором газ начинает выделяться из жидкости.  [10]

Полученное уравнение ( 2) позволяет изучить поведение коэффициента разгазирования нефти в метастабильных условиях, если имеются экспериментальные изотермы Р - ДУ.  [11]

Из табл. 35 видно, что при температуре 20 коэффициент разгазирования и плотность выделяющегося газа увеличиваются по мере снижения давления. При температуре 104 коэффициент разгазирования сначала убывает до давления 100 - 130 am, а затем вновь возрастает. Ниже давления 130 ашг плотность газа вновь возрастает.  [12]

Анализ зависимости рис. 2 показывает, что при выпуске части газа из нефти коэффициент разгазирования уменьшается. Это говорит о том, что после выделения из нефти азота и наиболее легких углеводородных газов дальнейший процесс разгазирования протекает очень медленно. Для удаления из нефти более тяжелых газов ее необходимо интенсивно перемешивать в течение длительных промежутков времени.  [13]

По уравнению ( 2) на электронной вычислительной машине Проминь - М были рассчитаны значения коэффициента разгазирования ам глубинной пробы нефти из скважины 674 Туймазин-ского месторождения.  [14]

Известно [6], что у нефтей наблюдается гистерезис растворимости и они в течение длительных промежутков времени могут находиться в метастабильном ( перенасыщенном) состоянии [2, 3, 4, 8], а исследования последних лет 12, 3, 4, 6, 8 ] говорят о том, что в метастабильных условиях коэффициенты разгазирования будут отличаться от их значений в статическом состоянии.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Разгазирование - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Разгазирование - нефть

Cтраница 4

На изотерме р - ДУ в процессе разгазирования нефти был получен почти горизонтальный участок.  [46]

Выделившийся при этом газ отделяют только после полного разгазирования нефти. В указанных случаях, хотя выделившийся газ и находится в контакте с нефтью, может наблюдаться некоторое относительное движение фаз. При ступенчатом разгазирова-нии давление и температура изменяются скачками, при этом выделившийся на каждой ступени газ отводится из системы.  [47]

Следовательно, при расчетах, связанных с разгазированием нефти, следует учитывать различие в величинах коэффициентов растворимости и разгазирования, так как они определяются в различных условиях.  [48]

Снижение температуры на забое может быть вызвано только интенсивным разгазированием нефти в призабойной зоне. Разгазирование снижает также растворяющую способность нефти за счет обеднения последней легкими фракциями. При таких условиях перенасыщение нефти может вызвать выпадение твердой фазы из раствора и, в частности, выкристаллизовывание парафина. Кроме того, возможна и адсорбция полярных компонентов нефти на поверхности фильтрационных каналов пласта.  [49]

В процессе разработки при низких забойных давлениях происходит разгазирование нефти в пласте. В первую очередь выделяется азот, обладающий наибольшим парциальным давлением. После выделения азота газовый фактор сильно снижается ( до 1 м3 / т), состав нефтяного газа изменяется. В табл. 14 приведены данные по одной из скважин Арланской площади после длительной эксплуатации на режиме растворенного газа.  [50]

Но рабочий газовый фактор определяется по фактическим условиям разгазирования нефти, которые при подсчете первоначальных запасов нефти и газа во многих случаях нельзя точно определить. Поэтому фактические рабочие ресурсы газа могут существенно отличаться от принятых при подсчете запасов нефти и газа, даже если эти запасы определялись на основе прогнозного рабочего газового фактора.  [51]

Давлением насыщения пластовой нефти принято называть давление начала разгазирования нефти при пластовой температуре.  [52]

Увеличение критической газонасыщенности4 в гидрофобных коллекторах предполагает возможность значительного разгазирования нефти в пластовых условиях перед началом заводнения, что должно привести к увеличению конечной нефтеотдачи.  [54]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Разгазирование

Cтраница 2

Если разгазирование конденсата при двухступенчатой сепарации ведется до 1 кгс / см2, то для определения процента извлечения С5 из добываемого газа следует пользоваться зависимостью, приведенной на рис. VII.9. Здесь процент извлечения С8 дан в зависимости от весового соотношения С5 и газовых углеводородов в пластовом газе. Эта зависимость построена как на основе расчета материального баланса конденсата для Вуктыльского и Оренбургского месторождений, так и на основе промысловых данных по различным газоконденсатным месторождениям при температуре сепарации на второй ступени минус 10 - минус 15 С.  [16]

Однако данные разгазирования часто отсутствуют, а статистический прогноз v ( t ] вследствие резких колебаний его фактических величин за период Т не всегда удается осуществить.  [17]

Для разгазирования сырого конденсата открывается вентиль контейнера 5, газ выпускается в газометр. Температура в бане при этом поддерживается 20е С. Конденсат из контейнера переливают в мерный цилиндр, к нему добавляют жидкий продукт, собранный из газа в змеевиковых ловушках. При определении состава пластового газа исходят из 1000 гмолей отсепарированного газа.  [18]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких.  [20]

Влияние разгазирования на растворяющую способность нефти - вопрос довольно сложный; он требует проведения тщательных экспериментальных исследований для установления количественных зависимостей. Из характера интенсивности запарафинивания скважин вытекает, что скважины с высокими устьевыми давлениями при прочих равных условиях характеризуются меньшей интенсивностью парафинизации.  [21]

Зона разгазирования ограничена ( сверху) текущим ГНК ( ТГНК) и ( снизу) точкой давления насыщения.  [23]

Технология разгазирования, физические свойства нефти и другие факторы также значительно влияют на фракционный состав получаемой стабилизированной нефти.  [24]

Коэффициент разгазирования - количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу, и давление насыщения нефти газом - давление при котором газ начинает выделяться из жидкости.  [25]

Процесс разгазирования ( испарения) нефтей может происходить уже непосредственно в пластовых условиях при понижении давления в пласте ниже давления насыщения. В дальнейшем этот процесс более интенсивно проявляется при движении нефти по стволу скважины, в нефтесборных трубопроводах, депульсаторах, сепараторах I и II ступени, а также в аппаратах промежуточной и концевой ступени сепарации после термохимических и термоэлектрохимических установок по обезвоживанию или обессоливанию нефти.  [26]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда этот коэффициент при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения.  [28]

Сущность одноступенчатого разгазирования заключается в том, что давление снижается сразу до заданной величины ( например, до атмосферного) и измеряется количество выделившегося газа. При этом весь выделившийся газ находится какое-то время в контакте с нефтью. Это время считается достаточным для установления термодинамического равновесия между нефтью и газом.  [29]

Процесс разгазирования выработки сложен и опасен. Неправильные действия при разгазированни могут привести к взрывам газа или отравлению людей.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Давление - начало - разгазирование

Давление - начало - разгазирование

Cтраница 1

Давление начала разгазирования изменяется в зависимости от того, отбирается газ через затрубное пространство или нет. Частичное удаление газа приводит к недонасыщенности нефти газом, в результате чего разгазирование нефти начинается при давлении ниже, чем давление насыщения.  [1]

Давлением насыщения пластовой нефти принято называть давление начала разгазирования нефти при пластовой температуре.  [2]

МПа Данное обстоятельство еще раз подтверждает, что давлением начала разгазирования, установленным в лабораторных условиях, нельзя пользоваться в расчетах для подъемной колонны. Кроме того оно наводит на мысль, что методологию можно использовать для решения обратной задачи, т.е. для определения давления начала разгазирования по известной кривой давления в подъемной колонне.  [3]

В качестве апробации методологии проведена еще одна обработка фактических данных давления от глубины, которая оказалась весьма поучительной по использованию давления насыщения нефти газом. Следует отметить, что при давлениях начала разгазирования ниже давления нагнетания единственным параметром, от которого зависит точность построения кривой распределения давления, является давление появления свободного газа в лифте. Остальные параметры определяются по динамограммам, отражающим фактическое состояние в подъемной колонне.  [4]

Процессы добычи, транспорта и переработки газа и нефти характеризуются фазовыми переходами, образованием жидкой фазы из парообразной, парообразной из жидкой, сосуществованием термодинамически равновесных или неравновесных паровой, жидкой и часто твердой фаз. При снижении давления в пласте и на забое нефтяной скважины ниже давления начала разгазирования при пластовой температуре образуется паровая фаза. Фазовые превращения в пласте происходят при разработке газоконденсатных залежей, при движении нефти и газо-конденсатных смесей в скважинах, при отделении нефти и конденсата от их паров в сепараторах, при хранении нефти и конденсата в резервуарах, в процессе образования и разложения нефтяных и газовых месторождений, кристаллогидратов углеводородных газов.  [5]

МПа Данное обстоятельство еще раз подтверждает, что давлением начала разгазирования, установленным в лабораторных условиях, нельзя пользоваться в расчетах для подъемной колонны. Кроме того оно наводит на мысль, что методологию можно использовать для решения обратной задачи, т.е. для определения давления начала разгазирования по известной кривой давления в подъемной колонне.  [6]

Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт ведет к образованию стойких эмульсий, обладающих высоким сопротивлением движению. Химическая несовместимость закачиваемой в пласт и пластовой вод может вызывать интенсивное выпадение солей, закупоривающих фильтрационные каналы пласта. В результате падения давления ниже давления начала разгазирования в пласте возникает третья фаза ( газовая), что существенно снижает проницаемость для нефти.  [7]

Средний участок этой зависимости получается почти горизонтальным. Давление, соответствующее данному участку, определяет величину давления начала выделения газа из нефти, или давление начала разгазирования. Гима-тудинова и А. Н. Шедловского проводились как в присутствии пористой среды, так и непосредственно в жидкой фазе.  [8]

Построение идеального распределения давления представляет собой техническую задачу. Для этого прежде всего необходимо знать предполагаемое давление нагнетания, если бы отсутствовало относительное движение газа, не было бы гидравлических потерь и накопления воды в подъемной колонне. Если известны по скважине обводненность, плотности нефти, газа и воды, газовый фактор, коэффициент растворимости, устьевое давление, давление начала разгазирования, то вычислив плотность жидкости, среднюю плотность газожидкостной смеси, глубину начала разгазирования и просуммировав все три составляющие, получим искомое давление нагнетания. Построение графика давления при известном давлении нагнетания выполняется по той же методологии, что и по данным динамометрирования.  [9]

Для проектирования процессов разработки нефтяных месторождений и для правильного подбора глубинного оборудования скважин необходимо знать величину давления насыщения нефти газом. Сам термин давление насыщения нефтяниками заимствован из физики, где под давлением насыщения понимается то давление, при котором между жидкой и паровой ( газовой) фазами устанавливается термодинамическое равновесие. Однако нефтяники под давлением насыщения понимают то давление, при котором из нефти начинает выделяться газ. Поэтому представляется более правильным говорить не о давлении насыщения, а о давлении начала выделения газа из нефти, или о давлении начала разгазирования.  [10]

Очень важным параметром для построения графика распределения давления по лифту является давление, ниже которого начинает действовать параболическая закономерность. Оно, как известно, обусловливается выделением газа из нефти. Давление начала выделения газа в подъемной колонне, как показывают промысловые исследования [4, 31], по ряду причин не совпадает с давлением насыщения нефти газом, определяемым в лабораторных условиях. Очевидно, это связано и с уменьшением газосодержания продукции в подъемной колонне ввиду частичного ухода отсепарированного газа в затрубное пространство, и с перенасыщением нефти газом, т.е. метастабильностью, и с изменением температурного режима. Фактор - метастабильность - был изучен авторами работы [31] и получен результат, заключающийся в том, что при движении продукции в эксплуатационной колонне и в колонне НКТ ввиду сравнительно малой скорости потока при эксплуатации скважин насосными установками действительное давление насыщения жидкости газом равно равновесному, поскольку скорость изменения давления в потоке по мере его перемещения снизу вверх невеликах Смысл данной фразы применительно к условиям малодебитных скважин сводится к тому, что при определении давления начала разгазирования перенасыщением нефти газом можно пренебрегать.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Эмпирические зависимости результатов контактного разгазирования пластовой нефти при двухступенчатой сепарации

из "Утилизация нефтяного газа"

При выборе технологического оборудования, определении оптимального количества растворенного газа в случае перекачки нефти в газонасыщенном состоянии, гидравлическом расчете трубопроводов, обосновании основных параметров перекачки и т. д. необходимо знать значения этих параметров как функций давления и температуры разгазирования. В таких случаях удобно полэоваться эмпирическими зависимостями. [c.13] Таким образом, для отыскания значений А, В я с достаточно провести контактное разгазирование пробы пластовой нефти П ри двух значениях давления, например при р = 0,3 и р 2 = 0,6. [c.15] 96 МПа погрешность расчетных значений Гсв не превышает 6%, при Ра = 3,92 МПа погрешность достигает 40 % и более. Поэтому формулы (1-13) и (1.16) можно рекомендовать только для давлений разгазирования, не превышающих 1,96 МПа. [c.18] При / 20 значения АГ, найденные по формуле (1.19), имеют знак минус. Это означает, что с ионижениеи температуры разгазирования количество выделившегося из нефти газа уменьшается, количество растворенного газа соответственно увеличивается. [c.18] б =тш при Рв 1 сначала убывает, принимая отрицательные значения, а затем возрастает. Это говорит о том, что формула (1.20) в области низких значений р противоречит физической сущности явления разгазирования и поэтому ею пользоваться нельзя. [c.19] В табл. 4 приведены вычисленные по формуле (1.20) и экспериментальные данные Для нефтей Мегиопского, Советско-Соонин-ского, Самотлорского и Правдинского месторождений, давление насыщения которых соответственно равно 7 6,5 9 и 9,5 МПа. [c.19] Погрешность вычислений Гс1 по формулам (1.21) и (1.22) при Ра 2 МПа не превышает 15%. [c.20] Следует отметить, что номограмма и формула (1.28) получены для нефтяных газов месторождения Западной Сибири, не содержащих сероводород. [c.24] На рис. 8 и 9 представлены номограммы для определения содержания метана и этана в газе первой ступени сепарации пластовой нефти. Для этого необходимо знать их содержание в газе однократного разгазирования при атмосферном давлении, по которым находится начальная точка . Далее определяется отношением расстояний по вертикали от этой точки до близлежащих по обе стороны от нее кривых. Затем на графике через начальную точку проводится кривая так, чтобы в любой ее точке отношение расстояний по вертикали до близлежащих кривых оставалось постоянным. По этой кривой находится искомое значение содержания индивидуалшого углеводорода в газе при интересующем давлении сепарации. [c.24]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Нефть кривая НТК - Справочник химика 21

    Типичные экспериментальные кривые фазовых проницаемостей приведены на рис. 1.6 (кривая / относится к более смачивающей жидкости-воде, кривая 2 к менее смачивающей-нефти кривая Г относится к случаю, когда первая фаза является газом - газонасыщен-ность). Отметим некоторые характерные особенности этих кривых. Для каждой фазы существует предельная насыщенность (5, и 1 — 5 ), такая, что при меньших значениях насыщенности эта фаза неподвижна. Движение первой фазы может происходить только в том случае, если (для водонефтяной системы 5, называют насыщенностью связанной водой). Для второй фазы связанная насыщенность равна 1 — 5 и называется остаточной нефтенасыщенностью. Таким образом, совместное течение двух фаз имеет место лишь в следующем интервале изменения насыщенности водой /  [c.27]     Кривые ИТК используют для определения фракционного состава сырой нефти, расчета физико-химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов и параметров технологического режима процессов перегонки и ректификации нефтяных смесей. Кривые ИТК нефти и нефтяных фракций обычно имеют монотонный характер, что говорит о равномерном выкипании смеси, т. е. о примерно одинаковом содержании в смеси различных компонентов. Кривые ИТК нестабильных бензинов, керосинов и дизельных топлив имеют вначале ступенчатую форму и далее непрерывный характер. Каждая ступень кривой определяет температуру выкипания индивидуального компонента и содержание его в исходной смеси. [c.19]

    При небольшом числе продуктов, получаемых при перегонке нефти, число точек для построения кривой ИТК по описанной выше методике будет также [c.27]

    Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура — выход фракций в % мае. (или % об.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих — под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к.к. 475-550 °С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15-25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45-55 % фракций, перегоняющихся до 300-350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход светлых составляет всего 18,8 %. Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике "Нефти СССР". [c.31]

    Например, нефть, кривая ИТК которой приведена на рис. 9.1, разогнана на АРН-2 с получением следующих фракций  [c.206]

    Для моделирования изменения удельной теплоотдачи с погонного метра трубы в зависимости от толщины слоя АСПО используем хорошо зарекомендовавший себя подход Лейбензона [3] и эмпирические зависимости Абрамзона [3] и Кутателадзе [2] (кривая 1). Но в отсутствии достоверных данных по режиму течения нефти по трубам возникает необходимость использования двух моделей - ламинарного (кривая 2) и структурированного течения нефти (кривая 3). Для прогнозирования толщины АСПО на стенках трубопровода используем зарегистрированные значения перепада давления на концах трубопровода по диспетчерским данным (ДР с [4.0... 13.5], атм). По трубопроводу перекачивается нефть с содержанием парафина более 20%. Оценка осредненного по длине диаметра проходного сечения в предположении ламинарного движения нефти лежит значительно левее [0,19...0,27], что ставит под сомнение сущест- [c.165]

    Возможны и несколько отличающиеся от описанных кривые долговечности (рис. 1.7,в и г). В табл. 1.2 приведены значения характеристик кривых усталости углеродистых, низколегированных и нержавеющих сталей в растворах хлоридов, характерных оборудованию, для подготовки нефти. Кривые усталости углеродистых сталей на воздухе и пластовой воде сопоставлены на рис. 1.7, д. [c.38]

    На рис. 3.1 кривыми 1 и 2 обозначены соответственно наибольшие значения адсорбции ОП-10 по данным опытов на единичных кернах при остаточной нефтенасыщенности и наименьшие значения по данным опытов на составных пористых средах при начальном вытеснении нефти. Кривая 3 — это усредненная зависимость адсорбции ОП-10 от проницаемости при начальном вытеснении нефти из пористой среды. [c.77]

    Пример И. Рассчитать материальный баланс процесса ректификации смеси Мухановских нефтей (кривая ИТК смеси нефтей приведена на рис. П-29) в колонне К-1 установки АВТ для предварительного отбензинивания нефти с получением в качестве головного погона фракции нк — 120 °С и определить необходимое флегмовое число при следующих исходных данных Р = [c.89]

    Вначале остановимся на характеристике нефти и продуктов перегонки. При выполнении технологического расчета атмосферной колонны используются следующие характеристики нефти и продуктов перегонки общая плотность нефти, кривая ИТК нефти, плотность отдельных фракций нефти, содержание легких "компонентов (до g или Сд) в нефти, кривая ОИ нефти при атмосферном давлении, пределы температур выкипания получаемых фракций и допустимые значения налегания соседних фракций, т. е. заданная четкость ректификации. [c.119]

    Из (2.42) с учетом определения (2.41) следует аналитическое выражение для расчетного построения одного из основных результатов физико-химического исследования глубинных проб пластовой нефти — кривой ОСР пластовой нефти (синоним термина — кривая разгазирования пластовой нефти) по ОСТ 39 112-80  [c.219]

    Для дальнейшего расчета теплового баланса колонны необходимо найти составы бензина и отбензиненной нефти. Для этого по данным табл. 8.1 строят кривую ИТК нефти (кривая 1 на рис. 8.16) и на ней откладывают точки, соответствующие выходу отдельных фракций, взятых в материальном балансе (см. табл. 8.3) как выход конечных нефтепродуктов. [c.390]

    На рис. 9 приведены кривые титрования при определении хлорида в нефти. Кривая 1 показывает изменение э. д. с. серебряного и стеклянного электродов, кривая 2 — серебряного и каломельного электродов, кривая 3 — серебряного и стеклянного электродов при содержании в анализируемой нефти сероводорода. Первые две кривые характерны наличием одного скачка [c.29]

    Молекулы указанных солей железа содержат во внутренней оболочке по пять неспаренных электронов из-за большого спин-спинового взаимодействия наблюдается сильное уширение линии поглощения ЭПР этих молекул. При захвате ССР в кластер с хлорным железом спин-спиновое обменное взаимодействие ведет к такому уширению сигнала ЭПР, что он не может быть зарегистрирован. Его исчезновение при введении 0,Ш раствора хлорного железа в смеси спирт—бензол в сергеевскую нефть (кривая 4), в бензольный раствор арланского гудрона (кривая 5) и в бензольный раствор мангышлакского гудрона (кривая 6) показано на рис. 12. [c.193]

    Добавка азотнокислого железа к тем же объектам (рис. 12) — к сергеевской нефти (кривая 2), к бензольным растворам мангышлакского (кривая 1) и арланского (кривая 3) гудронов — вызывает увеличение пика ЭПР свободных радикалов в зависимости от количества вводимого раствора соли с достижением максимума. Это соответствует первоначальному связыванию в кластеры нефтяных парамагнитных комплексов, а затем уже ССР. [c.194]

    Построить кривую ОИ для туймазинской нефти. Кривая ИТК дана на рис. 22. Определить выход и характеристику фракций н.к. — 180 °С, 180—240 °С и 240—350 °С. [c.54]

    Пример 3.1. Построить линию ОИ узкой бензиновой фракции 85-180°С речиц-кой нефти. Кривая ИТК бензина дана на рис.3.2. [c.46]

    На рис. 8 изображены кривые разгонкп туймазинской и жирнов- KOU нефтей. Кривые построены по данным табл. 3. [c.28]

    Кривые составлены по данным табл. 3. В соответствии с резко различным фракционным составом нефтей кривые сильно удалены друг от друга. Кривая 1 доссорской нефти начинается и располагается на всем протяжении ниже кривой 4 макат-ской нефти доссорская нефть содержит больше легких фракций, чем макатская в первой имеется 7% фракций, выкипающих до 200°, вторая их вовсе не имеет и первые 7% фракций отгоняются до температуры 280 . [c.32]

    В обоих случаях эффективнее снижает величину поверхностного натяжения ацеталь II. Сравнивая действия ацеталей 1 и II и различных ПАВ на поверхностное натяжение, видим, что реагенты типа ОП-10, ОП-4 и др. в большей степени понижают значения о, особенно при малых их концентрациях в воде [40]. При добавлении исследуемых веществ I и II в нефть также отмечено снижение величины поверхностного натяжения на границе с дистиллированной водой. И в этом случае большее снижение отмечено при добавлении ацеталя II в нефть. Кривая зависимости величины поверхностного натяжения от концентрации веществ I и II в нефти имеет вогнутый вид (рис, 63). Согласно работе [33]при добавлении некоторых ПАВ, например дисолвана 4411, в нефть отмечен выпуклый характер такой кривой. Низкая активность этих ПАВ в нефти, возможно, вызвана адсорбцией веществ на мицеллах асфальтенов, что и снижает их активность, В практике добычи нефти необхоглмо знать и величину поверхностного натяжения на границе жидкость-газ. Так, согласно [40], от величины поверхностного натяжения на границе жидкость-газ зависят степень дисперсности газа в жидкости, время слияния пузырьков при столкновении,-скорость всплывания их при лифтировании, возможность прилипания к твердой поверхности, нефтеотдача пласта и т.д. Добавки ацеталей I и [c.150]

    Результаты опытов представлены на рис. 6. Как следует из рассмотрения полученных зависимостей, величина адсорбции линейно зависит от газонасыщенности нефти. Обращает на себя внимание наклон прямых адсорбции асфальтенов из арлапских нефтей (кривые / и 2) и туймазинскпх нефтей (прямая 3). [c.62]

    Многими исследованиями установлено, что реологические линии пластовых и дегазированных нефтей представляют собой кривую Оствальда. Такие кривые получаются в условиях, когда нет перерывов фильтрации нефти. Форма линий течения нефтей может изменяться в зависимости от условий проведения опытов и предыстории системы. На рис. 1 представлены кривые консистентное , полученные в капилляре для пластовой нефти скв. 2465 Арланс-кого месторождения в условиях непрерывной фильтрации (кривая /) и после покоя, во время которого произошло полное восстановление структуры в нефти (кривая 2). Методика получения кривых консистентности и реологических линий подробно описана [2], поэтому мы рассмотрим здесь только основные изменения формы кривых течения нефти, обусловленные тиксотропностью нефти. [c.38]

    Результаты исследований [195] позволили предложить структуру асфальтенов в виде упорядоченных агрегатов типа плоских листов радиусом 8,5—15А и толщиной 16—20А. Эти листы обладают повышенной полярностью и потому могут адсорбировать полярные вещества. Наличие алифатических хвостов стабилизируют эти агрегаты. Асфальтены образуют полимолекулярную систему. Степень ароматичности фракций асфальтенов мало меняется с изменением молекулярного веса, что наряду с данными рентгеноструктурного анализа позволило предположить наличие в молекуле асфальтена блока идентичности (молекулярного звена) [184]. На основе ЯМР спектров предложена возможная химическая структура мономерного эвена (Суд Н92 N2820)3. Структура мономерной группы, молекулярный вес который колеблется приблизительно между 400 и 700 [164], зависит от природы нефти. Кривая распределения молекулярных весов асфальтенов имеет заметный максимум между значениями 1000 и 2000. Молекулярный вес большей части асфальтенов не превышает величины в несколько тысяч. Химическая структура асфальтенов характеризуется в основном одновременным присутствием ароматических и нафтеновых циклов и короткими алифатическими цепями [c.46]

    Вторая группа характеризует изменение добьши нефти во времени, а также устанавливает связь между текущей и накопленной добычей нефти (кривые падения). [c.149]

    Кривую однократного испарения многокомпонентных смесей, нефтяных фракцш и нефти можно построить указанным выше способом с помощью уравнения материального баланса однократного испарения (207). Иногда кривые однократного испарения строятся на основании экспериментальных данных, полученных на лабораторной установке однократного испарения. [c.204]

    На рис.1 и 2 представлены интегральные кривые распределения кокса по механЕческой прочности и содерканию летучих веществ при переработке гудрона мангышлакской нефти (кривая I), гудрона мангышлакской нефти с добавкой 1% экстракта селективной очистки масел (кривая 2) и крекинг-остатка мангышлакской нефти с добавкой 20 экстракта масляного производства ( кртая 3 ). [c.159]

    На основании изложенного мы считаем, что для более обоснованной сортировки сернистых и высокосернистых нефтей и выбора наиболее рациональных схем их переработки целесообразно пополнить обычно применяемые производственные характеристики этих нефтей (кривые разгонки) данныш о групповом составе сераорганических соединений, содержащихся в их Ш-пих фракциях. [c.185]

Рис. 4. Сравнительные эксклюзионные хроматограммы асфальтенов. выделенных из овалтовалской нефти (кривые ММР асфальтенов, снятые нри комнатной температуре в растворе хлороформа с добавкой изо-нропанола (9 1), нриготовлеипого при 55 (- ) и 15 °С (2) УФ-детек-тор — 254 нм). Рис. 4. Сравнительные эксклюзионные хроматограммы асфальтенов. выделенных из овалтовалской нефти (кривые ММР асфальтенов, снятые нри <a href="/info/22443">комнатной температуре</a> в <a href="/info/115425">растворе хлороформа</a> с добавкой изо-нропанола (9 1), нриготовлеипого при 55 (- ) и 15 °С (2) УФ-детек-тор — 254 нм).
    Имеется кривая зависимости температуры начала однократного испарения нефти от давления (рис. 87). Способ построения такой кривой рассмотрен в главе VIII. [c.142]     Рассмотрим переработку на комбинированной установке 5000 тонн в сутки сурахапской парафинистой нефти, кривая И Т К которой представлена на рис. 130. Экспериментальные данные по составам продуктов, получаемых из крекинг-печей при установившемся режиме работы, приведены в табл. 109. [c.348]

    Определить температуру выхода из колонны жидкой фракции 140—240 °С ромашкинской нефти. Кривая разгонки фракций Расход фракции и флегмы 56 ООО кг ч (Ai = 153,1). Через данное сечение колонны проходит 8850 кг ч водяного пара и 10 ООО кг я паров бензина (М = 100). [c.56]

    II и III структурные типы нефтей, кривые структурных индексов которых имеют горизонтальный или горбообразный ход, встречаются в согласии с эффектом, оказываемым сернистыми соединениями на значения индексов выспЕих фракций, почти исключительно среди малосернистых нефтей. Количество их в мировой добыче на 1960 г. составляет соответственно всего 1,2 и 1,1 %, чем и объясняется господствовавшее ранее представление о том, что во всех нефтях без единого исключения. .. с повышением температуры кипения фракций растет количество высших ароматических углеводородов и падает количество метановых (Добрянский, 1948, стр. 51 — 53). Несмотря на относительно малое количественное значение нефтей структурных типов II и III в суммарной мировой добыче, пренебрегать ими при исследованиях в геохимическом плане нельзя, так как в этом аспекте они представляют большой интерес. [c.26]

    В работе [10], выполнено сравнение расчетных кривых ИТК по методам Нельсона, Скобло, Эдмистера — Поллок я Эдмкстера [11]. Сравнивались кривые ИТК для 125 фракций из 26 различных нефтей. Проведенный анализ показал, что минимальное отклонение (в среднем 5—6°С) дают два последних метода. В связи с этим для пересчета кривых стандартной разгонки в кривые ИТК рекомендован наиболее простой метод Эдмистера, расчетные уравнения и график которого приводятся ниже. [c.25]

    Предварительно задаемся давлением j в начале участка пснаренпя i aOG-Siki I = 10,2 ат = 10 бар. По кривой рис. 101/ 7 находим, что этому давлению отвечает reti- -ператур закипания нефти 276° С. [c.142]

    Нефть и нефтепродукты являются типичными мпогокомпонентными смесями. Кривая равновесия фаз такой смеси отвечает одной заданной температуре системы, и каждая точка на ней также относится только к этой температуре. При этом каждая точка кривой характеризует содержание определенного компонента или группы компоноитов. [c.206]

    Рассмотрим теперь упрощенную методику построения кривых ИТК нефти по данным о выходе продуктов перегонки, их фракционном составе по стандартной разгонке и температурным точкам деления [10]. Такая методика позволяет оперативно оценивать возможные изменения фракционного состава нефти, поступающей на переработку. Она основана на допущении о равенстве температур 50% отгона каждого продукта по ИТК и по стандартной разгонке. Обозначив через А, В, С и т. д. выходы дистиллятов, полученных из нефти, и температуры 50% отгонов этих фракций по стандартной разгонке через /д, tв, Ьс и т. д., получим следующие координаты расчетных точек кривой ИТК первая точка — температура 7д, выход Л/2 вторая точка —температура /г, выход Л+В/2 третья точка — температура /с, выход Л+В+С/2 и т. д. Учитывая, что температура 507о отгона наиболее тяжелого дистиллята, относящегося к светлым нефтепродуктам, не нре-вышает 280—295 °С, расчетную точку кривой ИТК, соответствующую выходу фракции до 350 °С, рекомендуется определять интерполяцией кривой ИТК по ее, наклону в пределах температур /с—/ . [c.27]

chem21.info

Растворимость газов в нефти

Количество просмотров публикации Растворимость газов в нефти - 387

От количества растворенного в пластовой нефти газа зависят всœе ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и другие.

Распределœение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворяться в нефти и воде имеет большое значение на всœех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Сложность состава нефти и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для оценки газонасыщенности нефти при высоких давлениях.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

, (2.11)

где Vг – объём растворённого газа при данной температуре;

– коэффициент растворимости газа;

Vж – объём жидкости-растворителя;

Р – давление газа над поверхностью жидкости.

Коэффициент растворимости газа показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж) при данном давлении:

. . (2.12)

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от его содержания в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Однократное стандартное (контактное) разгазирование (ОСР) – процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно.

При дифференциальном разгазировании часть жирных газов остается растворенным в нефти, чем предотвращаются неоправданные потери ценного углеводородного сырья.

Строгое соблюдение условий дифференциального разгазирования в лабораторных условиях затруднено, в связи с этим данный процесс заменяют на ступенчатое дегазирование, используя многократное (ступенчатое) разгазирование.

Газовый фактор пластовой нефти

где Vг – объём газа, выделившегося из объёма Vн нефти в процессе её изотермического контактного разгазирования. Vн – объём дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе её разгазирования.

Объём выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведён к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293,15 К) или к нормальным условиям (0,1013 МПа, 273,15 К).

По статистическим данным Г. Ф. Требина из 1200 залежей около 50 % имеют газовый фактор от 25 до 82 м3/м3. То есть в 1 м3 нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м3 газа.

Стоит сказать, что для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.

referatwork.ru