Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Снижение плотности нефти


Уменьшение - плотность - нефть

Уменьшение - плотность - нефть

Cтраница 2

В характере изменения свойств нефтеи в пределах залежей не прослеживается четкой закономерности. Так, на Северо-Варьеганском и Северо-Сикторском месторождениях при переходе от пласта Ю1 к Ю3 наблюдается уменьшение плотности нефти.  [17]

Под влиянием окислительной среды углеводороды утяжеляются и химически стареют. Рассмотрение химического возраста нефтей одного и того же горизонта или свиты при учете морфологии залежей и степени видоизменения прилегающих пластовых вод позволяет довольно точно решать проблему формирования нефтяных месторождений. Уменьшение плотности нефтей и распространение в том же направлении значительно измененных пластовых вод ( бессульфатных, щелочных) логично считать следствием преимущественно односторонней миграции газа из прилегающего газопроизводящего бассейна и результатом многофазности этого процесса во времени. При этом залежи концентрируются на крыльях и иериклиналях, обращенных в ту сторону, откуда мигрировал газ.  [18]

Химически М.н. выражается, согласно существующим представлениям, в постепенном обогащении нефти алифатическими углеводородами при одновременном возрастании количества легких фракций. Соответственно этому М.н. сопровождается уменьшением плотности нефти, уменьшением количества смолистых веществ и увеличением содержания парафина. Конечным продуктом М.н. считается метан.  [19]

В целом потери нефтепродуктов в этом звене оцениваются в сотни миллионов долларов ежегодно, причем складываются они не только из стоимости потерянного продукта. В результате потерь легких фракций существенно снижается качество основного продукта. Потеря 1 % легких фракций приводит к уменьшению плотности нефти на 0 4 ( по данным АНИ - Американского нефтяного института), а при падении плотности на 1 цена нефти снижается от 12 центов в центральных районах до 45 центов в Калифорнии. Так как цены на нефть непрерывно меняются, эти цифры дают лишь общее представление о важности сохранения легких фракций в нефти и уровне ущерба. Нефтедобывающие предприятия являются одновременно и крупными потребителями различного вида топлива, которое также может теряться в больших количествах.  [20]

Действительно, в экспериментах по моделированию процессов катагенеза наблюдается уменьшение плотности нефтей, образующихся в жестких термобарических условиях.  [21]

Принимая плотность сырой нефти, как комплексный показатель характеристик газа и нефти, и учитывая взаимосвязанные изменения в вязкости нефти и газа, растворимости газа и усадки нефти, было найдено, что абсолютная конечная нефтеотдача является максимальной при уд. Это в значительной степени является результатом противоположных воздействий изменения вязкости нефти и усадки на нефтеотдачу. Однако процент извлеченной нефти от начального запаса ее в пласте монотонно увеличивается с уменьшением плотности нефти от 0 1 до 0 778 г / сж3 для рассматриваемых типов пластовых пород и жидкостей. В теоретическом выводе также отражена важная роль усадки. Кроме того, абсолютная нефтеотдача может уменьшиться с падением содержания связанной воды в пласте, если рассматривать зависимость проницаемость-насыщение как постоянную.  [22]

В среднедевонско-нижнефранском нефтегазоносном комплексе встречены в основном нефтяные залежи, газоконденсатные и газоконден-сатнонефтяные имеют подчиненное значение. Свойства и состав нефтей существенно меняются. В изменении свойств и состава нефтей наблюдаются определенные закономерности. В пределах Колвинского вала и Печоро-Кожвинского мегавала в направлении с северо-запада на юго-восток отмечается уменьшение плотности нефтей. В пределах Ижма-Печорской впадины изменения СВОЙСТЕ и состава нефтей имеют иное направление.  [23]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Повышение - плотность - нефть

Повышение - плотность - нефть

Cтраница 1

Повышение плотности нефти и пластовой температуры приводит к увеличению давления смесимости. Примеси метана и азота, содержащиеся в двуокиси углерода, существенно повышают давление образования взаиморастворимых фаз; примеси этана и более высокомолекулярных углеводородов снижают давление смесимости.  [1]

С повышением плотности нефтей их теплоемкость несколько снижается. Для всех нефтепродуктов и нефтей повышение температуры приводит к увеличению теплоемкости. Для нефтяных газов удельная теплоемкость колеблется в тех же пределах, что и для нефти. Максимальная удельная теплоемкость [ 2 48кДж / ( кг - К) ] характерна для метанового газа. Неуглеводородные газы М2, Н2, Н23, С02 и др. имеют удельную теплоемкость в пределах 1 0, что также сказывается на общем снижении теплоемкости нефтяного газа.  [2]

Увеличение смолистости, как правило, ведет к повышению плотности нефти ( табл. 2) [1, 5], хотя иногда эти закономерности не соблюдаются.  [3]

Вовлечение в переработку тяжелых высокосернистых нефтей приводит к увеличению выхода низкокачественных нефтяных. Повышение плотности нефти на 0 01 кг / м3 ведет к увеличению выхода остатка на 5 % нас. В то же время в Советском Союзе, - как и во всем мире, существенно изменяются спрос на нефтепродукты и требования к их качеству. Осуществление мероприятий по экономии энергии приводит к снижению потребления наиболее тяжелых Нефтепродуктов - котельных топлив.  [4]

Удельная теплоемкость нефти - количество тепла, которое необходимо затратить для нагревания 1 г нефти на 1 С. С повышением плотности нефти она уменьшается.  [5]

Из приведенных данных BHflHOi что повышение плотности нефтей вниз по разрезу продуктивной толщи связано с уменьшением количества легкокипящих фракций нефти ( до 200 С) и увеличением содержания смолисто-асфальтеновых компонентов.  [6]

Было найдено, что биологическое изменение приводит к постепенному превращению парафинистых нефтей в нафтеновые в силу избирательного потребления микроорганизмами углеводородов ряда метана. Так, в процессе биодеградации происходит повышение плотности нефтей и увеличение доли смолистых соединений.  [8]

Дегидрация-процесс, которому нельзя научиться в один день или даже в год, а потому для работы в этой области нужно выбирать способных людей, которые и должны усвоить правильные принципы процесса. От специалистов, руководящих работой дегид-рационных установок, зависит повышение доходности процесса и снижение эксплоатационных расходов путем повышения плотности нефти по API, сокращения потерь на испарение и экономии реагента. Заинтересованность или отсутствие интереса со стороны оператора непосредственно влияет на доходность процесса. Опыт: ность обслуживающего персонала и компетентность руководства являются важными факторами в экономике процесса дегидрации.  [9]

Все изученные нефти относятся к I генотипу ( см. раздел III. В изменении плотности нефти и ее состава наблюдаются определенные закономерности: к юго-западу от Ставропольского свода в направлении к северному склону Кавказа отмечается повышение плотности нефтей, сопровождающееся уменьшением содержания бензина и увеличением их смолистости. Плотность нефтей возрастает также с запада на восток в пределах мегавала Карпинского и Прикумско-Тюленевского вала.  [10]

Плотность отчетливо изменяется в зависимости от геологических условий залегания нефти в природе. Для большинства месторождений характерно уменьшение плотности нефти с глубиной. Повышение плотности нефти с глубиной - явление менее распространенное и может рассматриваться, например, как результат вторичной миграции или гравитационной дифференциации, приводящей к насыщению верхних нефтяных горизонтов более легкой нефтью.  [11]

Удельная теплоемкость нефти - количество тепла, которое необходимо затратить для нагревания 1 г нефти на 1 С. Удельная теплоемкость колеблется в пределах 1 68 - 2 10 Дж. С повышением плотности нефти она уменьшается.  [12]

Такая зональность определяется несколькими причинами. Большое значение имеют изменения нефтей в процессе миграции. Для данного нефтегазоносного комплекса характерно повышение плотности нефтей в направлении от зон генерации к зонам накопления.  [13]

Другой важной тепловой характеристикой является теплоемкость. Удельной массовой теплоемкостью называется количество теплоты, которое необходимо затратить для нагревания нефти массой 1 г на один градус при постоянном давлении. Теплоемкость различных нефтей при температурах от 0 до 50 С колеблется в узких пределах, причем с повышением плотности нефти теплоемкость уменьшается.  [14]

Ошибочность такого мнения очевидна, так как в таком варианте - это не система улавливания легких фракций, а мера по предотвращению потерь некоторой части углеводородов при хранении нефти. Настоящая система УЛФ предусматривает постоянный отбор паров углеводородов при заполнении резервуаров, хранении нефти и повышении температуры в паровом пространстве, а также возврат сухого или инертного газа в паровое пространство резервуаров при откачке нефти или снижении температуры в нем. Применение этой системы в резервуарных парках сокращает потери ценных углеводородов, уменьшает пожароопас-ность, не допускает смешения воздуха с парами углеводородов при откачке нефти из резервуаров или снижении температуры в паровом пространстве; предотвращает повышение плотности нефти за счет сокращения потерь легких фракций; снижает коррозию внутренних стенок резервуаров, исключая попадание кислорода воздуха и влаги в их паровое пространство; уменьшает загазованность территории товарных парков со всеми вытекающими отсюда техническими и технологическими преимуществами; улучшает охрану окружающей среды.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Увеличение - плотность - нефть

Увеличение - плотность - нефть

Cтраница 3

Физико-химическое разрушение залежей происходит путем растворения УВ в подземных водах и их диффузии. При этом нефтяные залежи дегазируются, что сопровождается увеличением плотности нефтей. Уменьшение газового фактора и снижение давления насыщения в направлении от наиболее приподнятой части залежи к контуру установлено на многих месторождениях Северного Кавказа, Урало-По - волжья, Западной Сибири, Северной Америки и других нефтегазоносных регионов.  [31]

С увеличением давления плотность нефти значительно уменьшается, что связано с насыщением нефти газом. Рост давления выше давления насыщения нефти газом способствует некоторому увеличению плотности нефти.  [32]

Выявлено, что радиоактивность нефтей из палеозойских отложений изменяется от 100 до 380 и очень редко до 550 имп / мин на 1 г нефти; в среднем радиоактивность изменяется от 100 до 260 имп / мин. С увеличением радиоактивности нефтей выявляется тенденция ( табл. 1) увеличения плотности нефтей, показателя преломления, содержания в них смол, асфельтенов и нафтеново-ароматических углеводородов.  [33]

Среднюю плотность нефти в стандартных условиях 5 следует рассчитывать по пробам нефти из скважин, вскрывших залежь при разведке и расположенных равномерно по всей площади залежи. В процессе выработки залежи и обводнения ее пластовыми и нагнетаемыми водами происходит увеличение плотности нефти. Представительные значения 5 в отдельных скважинах могут быть установлены как по глубинным, так и по рекомбинированным пробам.  [34]

Такое агрегатное состояние нефтяной фазы обусловлено ее особыми физико-химическими свойствами, в частности, разветвленностью молекул жидких и в особенности растворенных в ней высокомолекулярных углеводородов ( асфальтенов, смол и парафинов), создающих сложную структуру нефти и затрудняющих выход газа из ее объема. Поэтому естественно, что сложность структуры этих компонентов и условия осуществления процесса сепарации с увеличением плотности нефти существенно возрастают.  [35]

Однако не все газы, растворяясь, в нефти, одинаково влияют на ее плотность. В опытах с ярегской нефтью [96], а затем с нефтями Туймазинского и Ромашкинского месторождений, бакинскими нефтями [82] отмечено увеличение плотности нефти при насыщении ее углекислым газом. К сожалению, в этих работах численные и графические данные не приводятся.  [37]

Согласно уравнению (VII.1), высота капиллярного подъема увеличивается: а) при уменьшении радиуса капиллярной трубки; б) при увеличении плотности нефти; в) при уменьшении краевого угла смачивания; г) при увеличении поверхностного натяжения на границе вода - нефть.  [38]

Отмеченные закономерные изменения нефтей обусловлены миграционными процессами и гипергенными изменениями. Миграция УВ во всех частях впадины шла от внутренних частей бортовых зон к наиболее приподнятым с распределением флюидов по принципу дифференциального улавливания: легкие нефти встречены ближе к зоне генерации, чем тяжелые. Увеличение плотности нефтей в приподнятых частях бортовых зон связано также и с палеогипергенными изменениями, которые могли иметь место на инфильтрационном этапе развития гидрогеологического цикла. Наиболее интенсивно эти процессы проходили на востоке и юго-востоке впадины. Разное время проявления инфильтрационных этапов, неодинаковая интенсивность раскрытое и разные стратиграфические и глубинные уровни ее привели к тому, что палеогипергенно измененные нефти в подсолевых отложениях встречены на разных глубинах. Однако территориально залежи с такими нефтями тяготеют к приподнятым участкам бортовых зон. Этим и объясняется выявленная закономерность повышения плотности нефтей всех горизонтов подсолевых отложений в направлении к приподнятым участкам бортовых зон.  [39]

В верхневизейско-нижнепермских отложениях имеются и прогнозируются нефти V генотипа. Зона легких нефтей на севере граничит с обширной зоной газоконденсатных залежей. В Ижма-Печорской впадине увеличение плотности нефтей происходит в направлении с востока - юго-востока на северо-запад.  [40]

При режиме газовой шапки или центровом внутриконтурном заводнении следует ожидать противоположное центробежное направление флюидов и к эксплуатационным скважинам, расположенным по периферии залежи, с течением времени будет подтекать нефть из центрального, наиболее приподнятого участка залежи. Естественно, что и свойства добываемой продукции в этих двух случаях будут изменяться во времени совершенно различно. При наиболее распространенной закономерности увеличения плотности нефти с глубиной залегания пласта в случае центростремительного перемещения нефти в процессе разработки наблюдается увеличение ее плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ и парафина; в случае центробежного перемещения более вероятен противоположный процесс улучшения качественных характеристик добываемой нефти со временем.  [41]

Теплопроводность нефтей зависит от их химического и фракционного состава. Температурный коэффициент теплопроводности уменьшается с увеличением плотности нефти и содержания в ней смол и полициклических ареноз. Теплопроводность нефтяных фракций, выделенных из самотлорской [77] и ромашкинской [78] нефтей, увеличивается с повышением их температур кипения.  [42]

Давно известно, что состав и свойства нефти заметно изменяются по площади залежи. Многими исследователями приводятся сведения об увеличении плотности нефти по падению пласта и от кровли к подошве. Хуже изучено распределение вязкости нефти по залежи. Обычно и теряется вязкость дегазированной нефти. Эта характеристика нефти довольно сильно меняется по пласту.  [43]

Другой важной тенденцией развития нефтепереработки Японии является качество поступаемой в страну нефти. В период до 2010 г. ожидается рост поставок из ближневосточных стран нефти с повышенным содержанием серы. Повышение содержания серы в нефти сопровождается также увеличением плотности нефти. Более плотная и сернистая нефть создает массу трудностей при ее переработке и облагораживании тяжелых остатков.  [44]

Природные газы бесцветны, легко смешиваются с воздухом, растворимость их в воде и нефти различна. Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются, они во многом определяются термобарическими условиями и физико-химическими параметрами среды. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа уменьшается с увеличением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения; если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Закономерности изменения плотности нефтей - Справочник химика 21

    Как показали проведенные исследования, циклы нефтегазообразования различаются по особенностям формирования зон нефтегазонакопления, по расположению зон генерации УВ, их близости или удаленности от зон аккумуляции, по интенсивности и длительности региональной миграции, наличию зон гипергенеза, их расположению и масштабам окислительных процессов в них, по интенсивности катагенных процессов и т. д. Поэтому для более обоснованного прогнозирования особое внимание следует уделить на первом этапе геохимических исследований выявлению и изучению закономерных изменений в составе нефтей. Для этого строят серию карт по стратиграфическим комплексам для определенного генотипа нефти, на которые наносят информацию о плотности нефти, содержании бензинов, их составе, количестве парафино-нафтеновой фракции с [c.158]     П.С. Маковецкий [1966], анализируя нефти Днепровско-Донецкой впадины, отмечает сложную изменчивость их физико-химических параметров в пределах различных участков впадины. Однако на фоне разнонаправленных изменений, по его мнению, все же намечается общая тенденция закономерного уменьшения плотности нефтей с глубиной. [c.72]

    Закономерности изменения плотности нефтей по разрезу, наблюдаемые в ряде регионов, давали также основание предполагать миграцию нефти и по вертикали, вследствие чего происходит естественная сепарация (фракционирование) нефти (рис. 78, 79). [c.132]

    Наиболее полно в смысле выявления связи между теми или иными физико-химическими константами и строением изучены углеводороды. Совокупность опубликованных в литературе данных для сераорганических соединений типа содержащихся в нефтях также позволяет выявить определенные закономерности изменения плотности и коэффициентов преломления в некоторых гомологических рядах этих соединений. За основу обсуждения берется материал, полученный на базе эталонных препаратов сераорганических соединений [1—5] с привлечением данных других групп исследователей [6]. Во всех случаях степень чистоты препаратов была в пределах 99,5—99,9%, определение плотности велось с погрешностью не большей, чем 0,00005 г/мл, точность определения коэффициентов преломления была не хуже, чем +0,0001. [c.151]

    В юго-западной части Днепровско-Донецкой впадины значения плотности нефтей изменяются от 0,77 до 0,92 г/см . В отложениях карбона нефти обнаружены в интервале глубин 780-3950 м. Какой-либо определенной закономерности изменений плотности нефтей с глубиной здесь также не наблюдается. [c.79]

    Плотности нефтей изменяются также в широком интервале - от 0,79 до 0,89 г/см , но определенной закономерности в изменении плотности нефтей с глубиной здесь проследить не удается на глубинах 1720-4000 м значения плотности колеблются от 0,79 до 0,91 г/см . [c.79]

    Плотность. Нафтеновые кислоты, как правило, легче воды, хотя встречаются и такие кислоты, плотность которых выше единицы. В большинстве случаев плотность нафтеновых кислот не выходит за пределы 1,06-0,93 г/см , однако изменение плотности с изменением молекулярной массы неоднозначно. В табл. 1 даны свойства нафтеновых кислот, выделенных из технических дистиллятов бакинской нефти [7]. Для низших фракций (мол. масса 244-329) нет четкой зависимости изменения плотности с ростом молекулярной массы. При дальнейшем возрастании молекулярных масс (369-1717) плотности нафтеновых кислот постепенно уменьшаются, ь е. начинают проявляться закономерности изменения плотностей одноосновных кислот жирного ряда. [c.8]

    Следует отметить, что, как и в юрских залежах, здесь наблюдаются довольно различные типы дифференциации. Прежде всего нужно выделить относительно закономерное увеличение плотности нефтей (три соответствующем изменении других свойств) по направлению к водонефтяной зоне. Сравнительно редки случаи слабой дифференциации состава и свойств нефтей, газов по высоте [c.114]

    Более новые сведения о закономерностях изменения удельного веса (плотность) нефтей см. в кн. Геология нефти. Справочник , т. 1, гл. X. М., 1960. [c.43]

    Важно отметить, что в направлении с востока на запад параллельно с изменением состава нефтей происходит закономерное изменение коллекторских свойств пласта Ю . Увеличивается глинизация, уменьшаются его пористость и проницаемость, что, естественно, сказывается на дебитах скважин. Можно предположить, что изменение состава нефтей является результатом их взаимодействия с породами коллектора, в частности с глинами. Однако принято считать, что действие глин приводит к обратному результату — уменьшению плотности нефтей. Кроме того, с этих позиций сложно объяснить совокупность наблюдаемых закономерностей в составе изопреноидных УВ, бензиновых фракций и т.д. Например, можно представить возможность осернения или окисления нефтей в залежи, но сложно найти источник азота, так как тяжелые нефти наиболее богаты азотом, и, кроме того, газы, сопутствующие этим нефтям, также содержат много молекулярного азота. [c.157]

    При изучении и сопоставлении свойств углеводородов различных залежей, установлении закономерностей изменения их в пределах одного региона или различных регионов, необходимы параметры, характеризующие систему в целом. Таким параметром может быть плотность суммы углеводородов в пластовых условиях. Плотность нефти — интегральный показатель, который отражает ее химический состав. [c.13]

    Закономерно изменяется и состав растворенного газа в центральной части залежи газ богат метаном и характеризуется наименьшей плотностью, а к периферии в нем увеличивается содержание гомологов метана. Отмечается изменение по различным площадям разработки температуры насыщения нефти парафином от 21 до 28° С, хотя четкой закономерности пока не установлено. С учетом этих изменений свойства нефтей Ромашкинского месторождения приведены раздельно по каждой площади. [c.32]

    Условия залегания нефтяных пластов характеризуются в целом увеличением пластовых давлений и температур с ростом глубины залегания продуктивных горизонтов. При этом давление достигает 32,9 МПа, а температура меняется в диапазоне 18—74° С. Физические параметры в основном закономерно меняются от горизонта к горизонту в соответствии с изменением пластового давления и температуры. Закономерность эта существенно нарушается лишь значениями физических параметров нефти пласта Д1, для которого свойственны максимальные для Мухановского месторождения значения давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента и коэффициента растворимости газа, а также минимальная плотность нефти. В целом же параметры нефти горизонтов карбона несущественно отличаются от средней нефти, в то время как для девонских нефтей характерны высокие значения давления насыщения и газосодержания, коэффициентов усадки и растворимости газа, а также низкие плотность и вязкость нефти. [c.279]

    Свойства пластовых нефтей исследовали по пробам из многих горизонтов- Какой-либо закономерности изменения свойств пластовой иефти с глубиной не наблюдается. Нефти близки ио свойствам, газосодержание их чуть выше, а плотность и вязкость несколько ниже, чем для условной средней нефти. [c.469]

    Имеющиеся немногочисленные данные показывают, что в рассматриваемом пласте намечается такая же закономерность изменения нефтей, как и по пласту Д-1 понижение плотности и вязкости и уменьшение содержания серы и легких фракций в нефтях в направлении к юго-востоку от центральной части Татарского свода. [c.229]

    А. А. Карцев показал, что при латеральной миграции, которая формирует залежь по вероятному направлению миграции, возрастает плотность нефти, увеличивается количество нафтенов в ней, в бензиновых фракциях падает содержание парафиновых УВ. Так как миграция направлена из глубоких зон земной коры к поверхности, то состав нефти под влиянием миграции меняется аналогично изменению его при уменьшении глубины. Однако, по-видимому, эта закономерность имеет частный характер, так как естественно предположить, что при миграции нефти более подвижные ее компоненты будут передвигаться быстрее. В связи с этим нужно более осторожно подходить к показателям метаморфизма нефтей, опирающимся на те или иные соотношения их компонентов. Эти соотношения могут изменяться не только вследствие катагенных превращений нефтей, но и в результате их дифференциации. Вполне может оказаться так, что нефть, залегающая на больших глубинах вблизи от источника генерации, будет иметь большую плотность, а залежи нефти, расположенные на меньших глубинах и удаленные от места генерации, будут обогащены легкими фракциями, хотя никаких химических изменений в нефти не происходило. [c.246]

    Закономерности изменения по разрезу и площади таких показателей нефтей, как плотность, содержание смолистых веществ и др., выражены значительно менее четко, чем изменение рассмотренных показателей углеводородного состава (табл. 2). [c.18]

    Изучение геохимической характеристики скоплений жидких УВ показало наличие определенной закономерности в изменении их свойств и состава. В восточной и юго-восточной частях бортовой зоны отмечаются закономерные изменения состава нефтей - повышение плотности в бортовых и во внешних частях прибортовых зон и уменьшение ее с возрастанием метанизации нефтей и снижением смолистости во внутренних прибортовых частях и в направлении к центру впадины. Эта же тенденция [c.165]

    Отмеченные закономерные изменения нефтей обусловлены миграционными процессами и гипергенными изменениями. Миграция УВ во всех частях впадины шла от внутренних частей бортовых зон к наиболее приподнятым с распределением флюидов по принципу дифференциального улавливания легкие нефти встречены ближе к зоне генерации, чем тяжелые. Увеличение плотности нефтей в приподнятых частях бортовых зон связано также и с палеогипергенными изменениями, которые могли иметь место на инфильтрационном этапе развития гидрогеологического цикла. Наиболее интенсивно эти процессы проходили на востоке и юго-востоке впадины. Разное время проявления инфильтрационных этапов, неодинаковая интенсивность раскрытости и разные стратиграфические и глубинные уровни ее привели к тому, что палеогипергенно измененные нефти в подсолевых отложениях встречены на разных глубинах. Однако территориально залежи с такими нефтями тяготеют к приподнятым участкам бортовых зон. Этим и объясняется выявленная закономерность повышения плотности нефтей всех горизонтов подсолевых отложений в направлении к приподнятым участкам бортовых зон. Наложение двух процессов (миграции и гипергенеза) привело к более резкой дифференциации нефтей по плотности и составу. Конкретно данная закономерность выявляется по смене зон нефтей разной плотности по направлению к центральной части Прикаспийской впадины. На востоке и юго-востоке впадины в этом направлении выделяются зоны с нефтями плотностью более 0,900 г/см и 0,810—0,850 г/см на севере и западе впадины в направлении от приподнятых бортовых участков к погруженным зона с плотностью нефтей 0,810-0,850 г/см сменяется зоной с плотностью менее 0,810 г/см  [c.166]

    Из рассмотрения этих данных выяснилось, что для исследованных нефтей значения барических градиентов меняются от 4,51 10 до 8,5-10 г/см - иГ(см . Минимальное значение относится к нефти пласта БХ Западно-Сургутского месторождения и максимальное — к нефти пласта БУШ Мегионского месторождения, Указанные величины различаются между собой в 1,88 раза, что значительно превышает отмеченное выше различие в значениях плотности исследованных нефтей. Следовательно, по сравнению с плдтностью пластовых нефтей барический градиент этого свойства является более чувствительным параметром. Это обстоятельство может иметь существенное значение при изучении закономерностей изменения свойств нефтей в естественных условиях. Поэтому остановимся на этом параметре дополнительно, [c.28]

    По данным многочисленных опубликованных работ ТатНИПИнеф-ти, на Ромашкинском месторождении выявляется четкая закономерность изменения свойств нефтей в пластовых условиях от центра залежи к периферии. Так, коэффициент растворимости газа в нефти в центральной части залежи близок к 0,58-10 (мЗ/м )/МПа, а в западном и восточном направлениях он уменьшается до 0,4-10 (м /м ) МПа. Плотность разгазированной нефти в центральной части минимальная, ближе к контуру она увеличивается. [c.32]

    На месторождении Колендо (о. Сахалин) при наличии газовой шапки наблюдается четкая закономерность изменения свойств нефти от газонефтяного к водонефтяному контакту. Так, газосодержание изменяется от 70 до 49 м /м . Изменения наблюдаются и для плотности разгазированной нефти, которая вблизи газонефтяного контакта составляет 0,83 г/см , на средней изогипсе — 0,89 г/см , а вблизи водонефтяного контакта 0,93 г/см . [c.32]

    Как уже отмечалось, исключение из общей закономерности изменения свойств нефтей в южной зоне составляют нефти Столяровского и Старо-Казанковского месторождений. Наличие тяжелой и смолистой нефти в первом из них следует объяснить воздействием факторов гипергенеза, обусловленным, во-первых, относительно слабой изолированностью залежи непроницаемой покрышкой (мощность всей покрышки 442 м, из которых галогенная часть занимает только 57 м, возможно местами еще меньше), во-вторых, малыми размерами залежи и, в-третьих, приуроченностью залежи близко к борту прогиба, что исключало воз-1Можно сть глубокого погружения. Отклонение от общего правила в свойствах нефтей Старо-Казанковского месторождения остается непонятным. Таким образом, основным направлением изменения свойств нефтей в пределах Пред-уральского прогиба следует считать повышение их качества (уменьшение плотности, вязкости, содержания серы и смол повышение бензинового потенциала, а также снижение содержания сероводорода и других корродирующих сернистых соединений) и повышение газового фактора с севера на юг. [c.237]

    В пределах Васюганской нефтегазоносной области при анализе графических построений, отражающих дифференциацию углеводородных систем, выявляются тенденции, аналогичные установленным для Шаимского района (довольно закономерное увеличение плотности нефти по мере движения от свода к водонефтяной зоне с соответствующим изменением других показателей). Примером подобной дифференциации может служить Первомайское месторождение. В расаматриваемой верхнеюрской залежи в сводовой части плотность нефти равна 0,833 г/см , а (К зоне водонефтяного контакта возрастает до 0,845 г/см . Интересно, что при общем довольно плавном увеличении рассматриваемого параметра все же более заметный прирост плотности нефти отмечается в подошвенной части залежи (последние 10—15 м). Условный градиент нарастания плотности равен 0,3. В распределении сернистости наблюдается обратное. Количество серы довольно равномерно уменьшается К подошвенной части ловушки (от 0,68 до 0,6%). Снижение содержания в низах залежи фиксируется также для смол силикагелевых (от 9,8 до 5,8%), причем характер зависимости близок к линейному. В распределении асфальтенов в верхней части залежи намечается увеличение количества асфальтенов по направлению к внешним границам (от 1,2 до 2,4%), по затем на последних 10—15 м высоты залежи резко снижается количество асфальтенов до 1,2%. В изменении содержания азота в нефти и вязкости при 20°С проявляется четкое подобие картины, описанной при рассмотрении плотности. В направлении к водонефтяной зоне отмечается увеличение доли азота (от 0,07 до 0,47%), вязкости (от 4,7 до. 7,2 сСт). Выход [c.108]

    Внервые закономерность изменения качества нефтей палеогеновых отложений Ферганы по площади установила Ф. 3. Сагидова (1960)S По ее данным (на примере главным образом пласта V туркестанского Яруса), нефти залежей, расположенных ближе к бортам впадины (Шорсу, Чимион и др.), обладают более высокими показателями плотности, смолистости и содержания тяжелых ароматических углеводородов, чем нефти месторождений, расположенных ближе к центру впадины (Палванташ, Андижан и др.). Наиболее Ярко закономерность изменения свойств нефтей от бортов к централь-йой части впадины проявляется по отдельным группам складок (профилям), расположенным на одной тектонической линии [c.157]

    По данным А. А. Воробьева (1957), на большинстве многопластовых месторождений Ферганской впадины отмечается закономерное уменьшение плотности нефтей с увеличением глубины их залегания. Полученные результаты по изучению углеводородной части нефтей показывают, что в пределах палеогеновых отложений сверху вниз по разрезу имеет место тенденция к усилению метанового характера нефтей, уменьшению их степени цикличности (рис. 41). Однако градиент изменения нефтей на разных месторождениях различный. Например, на Избаскенте наблюдается более или менее плавное уменьшение, на Чангырташе — довольно резкое (см. табл. 40). [c.158]

    Критериями отмеченных выше изменений нефтей могут служить их закономерное утяжеление в цепи ловушек вверх по восстанию пластов без наличия признаков окисления в этом направлении, близкие значения коэффициента метаморфизма нефтей в погруженных и приподнятых ловушках, незначительные колебания содержания спиртобензольных смол, которое при окислении резко увеличивается. Описанный выше тип региональной миграции характерен, как было сказано выше, для определенных геологических условий — хорошие коллекторы, цепь ловушек с региональным поднятием и т. д. При других геологических условиях, когда региональная миграция УВ происходит в плохо проницаемых породах, для которых характерна фациальная неоднородность, изменение нефтей имеет другой характер. В направлении миграции уменьшаются плотность нефти, содержание смолисто-асфальтеновых компонентов (особенно асфальтенов), ароматических УВ как в бензинах, так и в отбензиненной части нефти. В последней фракции сокращается роль бензольных ароматических УВ. В этом же направлении уменьшается степень циклизации молекул как парафино-нафтеновых, так и нафтено-ароматических УВ. Такие изменения отмечаются в нефтях, залегающих в эоцен-олигоценовых отложениях Западного Предкавказья. [c.113]

    Учитывая распределение типов углеводородных ф 1юидов в комплексе -Pj и закономерности изменения их свойств и состава мы выделили зоны (установленные и предполагаемые) распространения нефтяных залежей с плотностью нефтей 0,800-0,850, 0,850-0,900 и более 0,900 г/см , зоны распространения газоконденсатных залежей, газоконденсатных и нефтяных с преобладанием нефтянь1х, газоконденсатных и нефтяных с преобладанием газоконденсатных (рис. 28). [c.165]

    Нефти каждого генотипа имеют свою "геохимическую историю", т.е. претерпевают определенные изменения при региональной миграции, при гипергенных и катагенных процессах в залежах. Если унаследованные от ОВ материнских пород структура УВ, изотопный состав углерода, серы и водорода в процессе нормальной геохимической истории нефти коренной перестройке не подвергаются, то товарные качества нефтей (плотность, вязкость, содержание бензинов и т.д.) могут претерпевать существенные изменения. Поэтому для обоснованного прогнозирования состава нефтей должны быть учтены общие закономерности изменения нефтей при региональной миграции их от зон генерации к зонам нефтенакопления, а также распространение зон гипергенно измененных нефтей и наличие катагенно измененных нефтей. [c.183]

    Важно также то, что параллельно с изменением плотности и сернистости нефтей закономерно меняются остальные параметры молекулярного и атомного состава нефтей. Уменьшение плотности сопровождается утяжелением изотопного состава углерода и серы, повышением значений нч/ч, 6/5, м-ксипопы/о-ксилопы, т.е. всех параметров, отражающих глубину аэробного окисления исходного ОВ. [c.147]

    В характере изменения свойств нефтей в пределах залежей не прослеживается четкой закономерности. Так, на Северо-Варьеганском и Северо-Сикторском месторождениях при переходе от пласта Ю к наблюдается уменьшение плотности нефти. Рядом на Ванъеганском месторождении прослежиоается обратная картина — плотность нефтей пласта несколько больше, чем нефтей пласта Ю . [c.149]

    Залежи нефти находятся в условиях пониженных (I, II, Г, Д) и умеренных (16, IV, VIII) пластовых давлений и температур. Давления насыщения во всех горизонтах равны пластовым. Нефти разных горизонтов заметно различаются по газосодержанию и вязкости. При этом не наблюдается какой-либо закономерности изменения этих параметров в зависимости от глубины залегания нефтяных горизонтов. Нефти всех горизонтов несущественно отличаются от средней нефти по плотности, коэффициентам усадки и растворимости газа. [c.578]

    Из табл. 128 видно, что изменение свойств нефтей в месторождениях подчинено определенной закономерности. Так, в направлении с севера на юг происходит, правда со значительными колебаниями, постепенное уменьшение плотности и вязкости нефтей, снижение в них содержания серы и смолистых веществ и повышение содержания бензиновых фракций. Кроме того, в том же направлении наблюдается закономерное повышение содержания ароматических углеводородов в бензиновых фракциях. В целом по месторождениям ишимбайского типа наблюдается повышение качества нефтей с севера на юг. Наиболее заметные от этого правила отклонения представляют нефти Ку-сяпкуловской, Столяровской и Старо-Ка Эанковскои площадей. [c.235]

    В отложениях нижнего карбона обычны метаново-нафтеновые нефти, только на Кибинцевской площади оказались нафтеново-ароматические. Наиболее распространенные нефти характеризуются плотностью 0,78-0,86 г/см и довольно высоким содержанием парафина — 3—15%. В некоторых случаях намечается тенденция закономерного изменения физико-химических свойств нефтей рассмотренных стратиграфических подразделений вкрест простирания впадины, в то время как по простиранию никаких признаков изменения нефтей не обнаруживается. [c.79]

    Учитывая результаты экспериментального изучения изменения нефтей при миграции в сорбирующей среде, нам представляется, что наблюдаемая закономерность изменения содержания асфальтенов в нефтях пласта СБ на Усть-Балыкской площади, подтверждаемая соответственно изменением величины оптической плотности нефтей, свидетельствует о вероятном движении потока нефти по пласту СБг с запада на восток. Речь в данном случае идет не о миграции углеводородов, а о перемещении нефти вместе с присущим ей асфальтово-смолистым комплексом, что возможно лишь при условии пересечения крупным разломом залежи нефти ниже пласта СБг к западу от Усть-Балыкской площади. Нарушение характера общей закономерности распределения асфальтенов на юге структуры, вероятнее всего, обусловлено более поздним разрывным нарушением, пересекающим структуру в субширотном направлении в ее южной части. 1Сартина, наблюдаемая на Усть-Бальпсской площади, намечается и на Западно-Сургутской, что позволяет продолжить пред- [c.123]

    Из табл. 23 видно, что коэффициенты А1 ж А , закономерно увеличиваются в соответствии с изменением соотношения содержания аренов различного строения с разным положением заместителей. Эти данные (наряду с [58]) свидетельствуют о миграционной возможности образования нефтей Сургутского свода. Предполагаемый путь миграции нефтей правдинская тенловская мамонтовская усть-балыкская быстринская холмогорская -> западно-сургутская, т. е. в общем направлении с юго-за-пада на северо-восток. В направлении миграции идет утяжеление нефтей, увеличивается содержание серы и асфальтово-смолистых компонентов. Это явление объяснялось раньше гравитационным распределением компонентов нефти в ловушках с увеличивающейся с глубиной плотностью. Переток компонентов нефти в процессе миграции происходит вследствие разгрузки частей ловушек, близких к водонефтяному слою, поэтому плотность нефти и другие характеристики, связанные с ней, в каждой последующей ловушке выше, чем в предыдущей. [c.31]

    Процессы подземного окисления в палеозойских водах Урало-Волжского бассейна наблюдаются в настоящее время. Об этом свидетельствует не только бессульфатность приконтурных вод и наличие в них сероводорода, но и характер изменения нефтей на ряде месторождений (Песчаный Умет, Соколовая Гора, Коробки и др.). Обычно к зоне ВПК происходит увеличение плотности нефти, ее вязкости, растет содержание серы и смол. Концентрация сероводорода в газах нефтяных залежей также увеличивается в этом направлении, достигает максимальных значений в приконтактной части. Эти закономерности в значительной мере объясняются процессами восстановления сульфатов в приконтурных частях залежей, приводящих к обеднению вод сульфатами и извлечению нефтями продуктов их восстановления из подземных вод. Таким образом, если говорить о сульфатах как о показателях нефтегазоносности, то в условиях Урало-Волжского бассейна сульфатный показатель наиболее эффективен в водах примерно до глубин 3000- 4000 м. Сульфаты в качестве показателя нефтегазоносности мало эффективны в случае залегания вод в соленосных отложениях и на больших глубинах, в которых содержание сульфат-иона обычно предельное. [c.82]

    Между составом попутных газов и свойствами нефтей по залежам пластов БСю, БСе, БС2-3, БСь АСд-и (Усть-Балыкское, Мамонтовское, Западно-Сургутское, Лянторское месторождения) наблюдается ряд различных по степени значимости связей, однако они позволяют отметить, что изменение состава, свойств нефтей сопровождается в(полне закономерным изменением попутных газов. В качестве примера можно привести залежи пласта БС2-3, в которых фиксируется прямая связь между плотностью нефти и содержани- [c.116]

chem21.info

Изменение - плотность - нефть

Изменение - плотность - нефть

Cтраница 2

Плотность р товарной нефти считается известной. Изменением плотности нефти за счет испарения из нее легких углеводородов можно пренебречь, т.к. изменяется плотность только вышележащих слоев ( участвующих в процессе фазового перехода) и это изменение незначительно.  [16]

Результаты многолетних ( 1982 - 1999 гг.) исследований нефтеи Ромашкинского месторождения показали следующее [142]: 1) выявлены циклы различной длительности в изменении свойств нефтеи, что связано с современными тектоническими процессами и изменением барических условий и напряженного состояния при разработке месторождения. Периоды изменения плотности нефти составляют 5 - 5 5 лет; 2) выявлены вариации в соотношении изобутана и н-бутана с периодом вариации около 5 лет; 3) наблюдаемые вариации связаны с вариациями солнечной активности.  [17]

Все изученные нефти относятся к I генотипу ( см. раздел III. В изменении плотности нефти и ее состава наблюдаются определенные закономерности: к юго-западу от Ставропольского свода в направлении к северному склону Кавказа отмечается повышение плотности нефтей, сопровождающееся уменьшением содержания бензина и увеличением их смолистости. Плотность нефтей возрастает также с запада на восток в пределах мегавала Карпинского и Прикумско-Тюленевского вала.  [18]

По указанному выше методу расчет плотности газированной нефти проводится последовательно в три этапа. Вначале определяется изменение плотности нефти при растворении в ней газа.  [19]

Нефти и нефтепродукты, как правило, легче воды, и лишь некоторые сорта нефтей, мазутов, масел приближаются по плотности к воде. В табл. 8 приводится приближенный диапазон изменения плотности наиболее распространенных нефтей и нефтепродуктов. Рассмотрим влияние плотности на напор насоса. При изменении режима работы насоса, согласно (3.14), напор является функцией лишь коэффициента подачи. На режимах неавтомодельных при Re-Ren превалируют гидравлические потери по длине / при этом могут измениться несколько Ht и особенно т ] Г, однако, согласно (2.24), (2.30), (2.33), опять-таки влияние плотности на напор отсутствует.  [20]

Нефти и нефтепродукты, как правило, легче воды, и лишь некоторые сорта нефтей, мазутов, масел приближаются по ILTOT-ности к воде. В табл. 4.1 приводится приближенный диапазон изменения плотности наиболее распространенных нефтей и нефтепродуктов.  [21]

Влагомеры УВН-2 настраиваются на определенный сорт нефти. Всякое изменение сорта, которое косвенно выражается в изменении плотности нефти, неизбежно приведет к ошибке в измерениях.  [23]

Обычно строится серия кривых для различных плотностей нефти и разных температур, при которых извлекается нефть из образца. Кроме того, необходимо построить вторую калибровочную кривую, отражающую изменение плотности нефти под действием высокой температуры. Обычно плотность нефти, полученной из образца, исследуемого в реторте, меньше плотности нефти, первоначально насыщавшей образец. Калибровочные кривые при исследовании образцов в реторте можно построить при условии, когда объемы и свойства жидкостей, насыщающих образцы, хорошо известны.  [24]

Для получения точных результатов по этому методу в него необходимо ввести ряд коррективов. Сюда входят учет излишка воды, связанного с испарением кристаллизационной воды горной породы в процессе высокотемпературного нагревания, и изменения плотности нефти после перегонки по сравнению с исходным веществом, находившимся в порах керна до перегонки.  [25]

Для получения точных результатов по этому методу в него необходимо ввести ряд коррективов. Сюда входят учет излишка воды, связанного с испарением кристаллизационной воды гор-ной породы в процессе высокотемпературного нагревания, и изменения плотности нефти после перегонки по сравнению с исходным веществом, находившимся в порах керна до перегонки.  [26]

Растворенный газ увеличивает объем нефти, поэтому с увеличением количества растворенного газа плотность нефти уменьшается. Давление, наоборот, уменьшает объем нефти, вследствие чего с ростом давления плотнозть нефти возрастает. Обе кривые имеют перелом при давлении насыщения. Такая форма кривой изменения плотности нефти характерна для всех недонасыщенных нефтей.  [27]

При этом точность определения будет недостаточной, так как в процессе замены газа и происходящего при этом испарения компонентов учет распределения легких фракций, извлекаемых из нефти, представляет довольно сложную задачу. В этом случае картина изменения плотности нефти представляется в следувлцем виде.  [28]

При этом существует прямая связь между К. На рис. 9 отчетливо видно увеличение К. Западной Сибири было показано, что изменение плотности нефти в пределах залежи связано с изменением коллекторских свойств. Плотность нефти растет с увеличением глинистой составляющей. Аналогичный результат для нефтей Волгоградской области был получен А.Я. Куклинским, который также отметил наличие прямой связи между К. Необходимо отметить, что колебания К.  [29]

При постоянном давлении насыщения с увеличением концентрации СО2 плотность нефти увеличивается. Повышение давления выше давления насыщения тоже способствует увеличению ее плотности. С увеличением температуры она уменьшается. Давление, состав нефти, отношение объемов газа и нефти и температура влияют на изменение плотности нефти с растворенным СО2 в той же мере, в какой эти факторы влияют на саму растворимость диоксида углерода в нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Снижение - плотность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Снижение - плотность

Cтраница 4

Задаваясь коэффициентом снижения плотности заряда в нейтрализаторе, определяем потребную - для этого длину нейтрализатора.  [46]

По степени снижения плотности раствора р ( в кг / м3 от исходного значения) все исследованные составы ПАВ условно были разделены на три группы ( табл. 3.7), в каждой из которых композиции ПАВ расположены по убывающему их действию в пределах указанного изменения плотности аэрированного раствора. В зависимости от решаемой технологической задачи могут быть использованы рекомендуемые рациональные составы ПАВ. Однако при выборе ПАВ следует учитывать: охрану окружающей среды и охрану труда, содержание твердой фазы в растворе, дефицитность и стоимость, а также температуру раствора.  [47]

Существующие способы снижения плотности цементных растворов путем их аэрирования, введения глинопорошка, микропористых материалов неуниверсальны, к тому же обусловливают снижение прочности и ряда других показателей. Для обеспечения подъема цементного раствора на большую высоту в глубоких и сверхглубоких скважинах с высокой забойной температурой необходимо создание специальных облегченных вяжущих. Реологические показатели цементных растворов часто не обеспечивают достаточно полное вытеснение бурового раствора из-кольцевого пространства, удаление глинистой корки.  [48]

Параллельно со снижением плотности повышается сорбция влаги нитью.  [49]

Однако перед снижением плотности промывочной жидкости решили проверить герметичность башмака колонны с тем, чтобы убедиться, что после снижения давления на забой не будут проявлять через башмак проницаемые пласты, перекрытые обсадной колонной.  [50]

Данные об указанном локальном снижении плотности и вязкости нефти являются заниженными по отношению к пластовым условиям, так как физические свойства вытесняемой нефти измеряли при атмосферном давлении и комнатной температуре.  [51]

При сверхкритических давлениях снижение плотности Н2О с ростом температуры происходит непрерывно во всем диапазоне температур. Резким падением плотности выделяется зона максимальной теплоемкости ( см. рис. В. При давлениях 24 - 30 МПа она отвечает интервалу температур 350 - 400 С. Из рис. 5.8, где показаны изобары растворимости ряда соединений для давления 25 МПа, можно видеть, что эта область температур характеризуется уменьшением растворимости всех соединений. Абсолютные снижения растворимости для разных веществ в этой области температур различны; так, у NaCl и СаСЬ растворимость снижается примерно в 60 - 100 раз, у Mg ( OH) 2 - примерно в 10 раз, у Fe3O4 - примерно в 5 раз.  [52]

Принцип первый: снижение плотности жидкости в стволе сква жины.  [53]

Это происходит вследствие снижения плотности воздуха с увеличением высоты местности, в результате чего уменьшается весовое количество засасываемого двигателем воздуха при почти неизменном количестве горючего, вытекающего из жиклеров карбюратора.  [55]

Несмотря на некоторое снижение плотности дислокаций, усиление взаимодействия дислокаций в стенках ячеек может вызывать некоторое упрочнение.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Снижение - плотность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Снижение - плотность

Cтраница 3

При снижении плотности р2 место разрушения пленки смещается дальше от соплового отверстия, где пленка тоньше, т.е. размеры капель меньше. Таким образом, при распыливании жидкости центробежной форсункой в среде переменной плотности возможен режим распада, при котором с ростом плотности р2 размеры капель как уменьшаются, так и увеличиваются.  [31]

При снижении плотности р2 происходит смещение места разрушения пленки дальше от соплового отверстия.  [32]

При снижении плотности воды концентрация микрокомпонентов в попутной воде уменьшается.  [34]

При снижении плотности бурового раствора во время его циркуляции за счет насыщения раствора пластовым флюидом принимаются незамедлительные меры к усилению промывки скважины, дегазации бурового раствора и к доведению его параметров до указанных в ГТН.  [35]

При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг / м3 ( 0 02 г / см3) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.  [36]

При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг / мЗ ( 0 02 г / смЗ) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.  [37]

Наблюдающееся некоторое снижение плотности в периферийной части модели объясняется условиями приготовления среды; здесь напряжения в процессе прессования сырой среды ниже, чем в центральной части. Это подтверждается исследованиями по скорости упругих волн и плотности в среде, не подвергавшейся действию взрыва, где эти величины также ниже к периферии, чем в центральной части.  [39]

Во-первых, снижение плотности промывочной жидкости и, как следствие, снижение гидростатического давления на пласт, что в свою очередь может привести к выбросам.  [40]

Используется для снижения плотности тампонаж-ных растворов на основе доменного шлака. Расход кокса составляет до 60 % от массы смеси.  [41]

Первой причиной снижения плотности являются процессы дезинтеграции молекул нефти и образование соединений с меньшим молекулярным весом, а также процессы уменьшения в ней гетерогенных соединений и смол. Развитие системы идет в сторону увеличения числа молекул и отражает всеобщую тенденцию к возникновению наиболее вероятного состояния системы в результате развития энергетически закономерных процессов.  [42]

Первой причиной снижения плотности являются процессы дезинтеграции молекул нефти и образование соединений с меньшим молекулярным весом, а также процессы уменьшения в ной гетерогенных соединений и смол. Развитие системы идет в сторону увеличения числа молекул п отражает всеобщую тенденцию к возникновению наиболее вероятного состояния систем5J в результате развития энергетически закономерных процессов.  [43]

Дальнейшие перспективы снижения плотности дислокаций в такого рода гетероком-позициях связаны с эпитаксиальным выращиванием на профилированных подложках ( меза-структуры, пористые пластины), а также с использованием метода прямого соединения пластин.  [44]

За счет снижения плотности смеси в подъемных трубах при сохранении неизменным давления у башмака подъемника возникает возможность подъеме жидкое и на большую высоту.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru