Справочник химика 21. Тяжелая нефть плотность


Технология добычи «тяжелой» нефти - PDF

Горные выработки. п/п

Классификация подземных горных выработок Горная выработка искусственная полость в земной коре, образуемая в результате ведения горных работ. Основными классификационными признаками подземных горных выработок

Подробнее

Новомет обзор компании

Новомет обзор компании Заявление об ограничении ответственности Данная презентация была создана для использования внутри Компании в ознакомительных целях и может быть передана третьим лицам, при условии

Подробнее

Глава 1 ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ 1 1. Пластовые давления Глава 1 ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений

Подробнее

Как вы яхту назовете, так она и поплывет.

Проблемы учета сырой нефти и пути их решения при разработке методики выполнения измерений массы нефти для системы измерений количества и параметров нефти сырой Фаткуллин А.А., Насибуллин А.Р. (Докладчик

Подробнее

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Подробнее

Танкер-газовоз Pioneer Aerial

«Владивосток-СПГ» Содержание Сжиженный природный газ... 3 «Газпром» на мировом рынке СПГ... 5 «Владивосток-СПГ»... 7 Ресурсная база проекта «Владивосток-СПГ»... 9 Киринское газоконденсатное месторождение...

Подробнее

Кущ О.А., Лубочников А.Н., Панов Б.С. ДНТУ

УДК 553:94(552.57) СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ДОНБАССА И ЕГО МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ И ЗАДАЧИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАЗВИТИЯ УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Кущ О.А., Лубочников А.Н.,

Подробнее

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический

Подробнее

ЧИСТАЯ ЭНЕРГИЯ «ЛУКОЙЛ»

ЧИСТАЯ ЭНЕРГИЯ ЧИСТАЯ ЭНЕРГИЯ «ЛУКОЙЛ» Более двадцати лет ЛУКОЙЛ реализует основной принцип своей деятельности использовать природную энергию во благо человека. Одной из наших главных задач является не

Подробнее

МОДЕЛИРОВАНИЕ СЖИГАНИЯ ГАЗОВ В ПУЗЫРЯХ

XXVII сессия Российского акустического общества посвященная памяти ученых-акустиков ФГУП «Крыловский государственный научный центр» А. В. Смольякова и В. И. Попкова Санкт-Петербург16-18 апреля 014 г. Д.В.

Подробнее

Новая технология утилизации нефтешламов

Новая технология утилизации нефтешламов Д.С. Янковой, К.В. Ладыгин, С.И. Стомпель ПГ «Безопасные Технологии» Н.Н. Уткина ООО НПП «Союзгазтехнология» Впервые в России внедрена в эксплуатацию отечественная

Подробнее

Центр управления разработкой месторождений углеводородов (ЦУРМ) Краткое описание Директор ЦУРМ Игревский Л. В. Москва 007 Виртуальное месторождение Информационная среда обучения является совокупностью

Подробнее

Professor Nikolai Eremin

Технология управления в режиме реального времени Лекция 1 Умная компания Умная компания в РРВ World Energy Demand 250 200 150 100 50 0 World Marketed Energy Consumption History Projections 1970 1980 1990

Подробнее

ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ

ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ В тиши кабинетов и лабораторий геологов, в далеких таежных экспедициях зарождаются будущие громкие успехи нефтяников. Им первым открываются

Подробнее

Налоги и налогообложение

Налоги и налогообложение Оглавление Задание 1... 3 Задача 5... 3 Задача 16... 4 Задание 2. Налог на добычу полезных ископаемых... 7 Список используемой литературы... 16 2 Задание 1 Задача 5 В налоговом

Подробнее

1. Общие положения. www.geotochka.ru

Может ли лицензия на пользование недрами во внутренних морских водах, территориальном море, на континентальном шельфе РФ предоставить ее владельцу право на прокладку подводного трубопровода, предназначенного

Подробнее

Тюменский нефтяной научный центр

Тюменский нефтяной научный центр Гидродинамическая модель группы пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения. Гибридная модель данных. Авторы: Боровков Е.В., Бормашов Д.А., Рзаев И.А. - докладчик 29.05.2015

Подробнее

docplayer.ru

Ответы@Mail.Ru: Какая плотность нефти

Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Место рождение и плотность, г/см3: Ухтинское (РФ) - 0,897 Грозненское (РФ) - 0,850 Суруханское (Азербайджан) - 0,793 Калифорнийское (США) - 0,912 Пермское (РФ) - 0,941 Грозненское (РФ) - 0,844 Суруханское (Азербайджан) - 0,848 Калифорнийское (США) - 0,897 Техасское (США) - 0,845

плотность нефти колеблется в районе 0.8 в каждом регионе, месторождении она действительно имеет свою плотность. Все зависит от содержания различных фракции, наличия битумов, парафинов, серы, количества легких фракций, и многого другого. их количество и определяет плотность нефти, ну и соответственно цену. нельзя четко базироваться на терминах плохая и хорошая нефть, потому что плохая для перегонки может быть лучшей для химической промышленности.

Нефть образуется вместе с газообразными углеводородами обычно на глубине более 1,2—2 км; залегает на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах св. 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. — например, битуминозные пески и битумы. Физические свойства нефти Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти черного) цвета (хотя бывают экземпляры даже изумрудно-зелёной нефти) . Средняя молекулярная масса 220—300 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см&#179;; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно &gt;28 °C, реже &#8805;100 °С в случае тяжелых не&#769;фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °С (выкипает ~ 80 % объема пробы) , реже 560—580 °С (90—95 %). Температура застывания от &#8722;60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура застывания выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже) . Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм&#178;/с для различных не&#769;фтей, добываемых в России) , определяется фракционным составом нефти и ее температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость) , а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше) . Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг&#8729;К) ; удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость от 2&#8729;10-10 до 0,3&#8729;10&#8722;18 Ом&#8722;1&#8729;см&#8722;1. <a rel="nofollow" href="http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1997/02/Stat/stat05.html" target="_blank">http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1997/02/Stat/stat05.html</a> а по скважинам, видимо, она вся разная. . Нефть, поступившая из скв. 1 и 3, имеет сходные характеристики. При испытании скв. 1 была получена нефть плотностью 0,908-0,910 г/см3; газовый фактор составил 29,1 м3/м3. Нефть из скв. 3 имела плотность 0,910-0,912 г/см3; газовый фактор составил 34-39 м3/м3 при различных режимах сепарации. Выделенный газ содержал до 0,4 % h3S, содержание серы в нефти составило 2,3 %. В скв. 5 получена нефть плотностью 0,914 г/см3 с газовым фактором 44-47 м3/м3. В скв. 4 была получена смесь нефти и пластовой воды из переходной зоны коллектора. Плотность нефти была значительно выше, чем в скв. 1 и 3 (0,94-0,97 г/см3). Нефть, полученная при испытании пласта II в скв. 1, имела плотность 0,928 г/см3 с газовым фактором 25 м3/м3. В процессе поисково-разведочного бурения не удалось точно установить положение ВНК пластов I и II. По геолого-геофизическим данным для продуктивного пласта I положение ВНК предполагается на абсолютной отметке -2528 м. На основании выполненных исследований произведен подсчет запасов нефти Приразломного месторождения, утвержденных Государственной комиссией РФ по запасам полезных ископаемых.

touch.otvet.mail.ru

Тяжелая сырая нефть • ru.knowledgr.com

Тяжелая сырая нефть или дополнительная тяжелая сырая нефть - нефть, которая является очень вязкой, и не может легко течь к эксплуатационным скважинам при нормальных условиях водохранилища. Это упоминается как «тяжелое», потому что его плотность или удельная масса выше, чем та из легкой сырой нефти. Тяжелая сырая нефть была определена как любая жидкая нефть с силой тяжести API меньше чем 20 °. Физические свойства, которые отличаются между тяжелой сырой нефтью и более легкими сортами, включают более высокую вязкость и удельную массу, а также более тяжелый молекулярный состав. В 2010 Мировой энергетический Совет определил дополнительную необработанную нефть как сырую нефть, имеющую силу тяжести меньше чем 10 ° и вязкость водохранилища не больше, чем 10 000 сантипуазов. Когда измерения вязкости водохранилища не доступны, у дополнительной необработанной нефти, как полагает WEC, есть нижний предел 4 ° °API. (т.е. с плотностью, больше, чем 1 000 кг/м или, эквивалентно, удельная масса, больше, чем 1 и вязкость водохранилища не больше, чем 10 000 сантипуазов. Необработанная нефть и асфальт - плотные неводные жидкости фазы (DNAPLs). Они имеют «низкую растворимость и с вязкостью ниже и плотностью выше, чем вода. «Большие разливы DNAPL быстро проникнут через полную глубину водоносного слоя и накопятся на его основании».

Тяжелая сырая нефть тесно связана с натуральным битумом от нефтяных песков. Нефтяные геологи категоризируют битум от нефтяных песков как 'дополнительная необработанная нефть' из-за ее плотности меньше чем 10 ° °API. Битум - самая тяжелая, самая толстая форма нефти. Согласно американской Геологической службе, битум далее отличают как дополнительная необработанная нефть с более высокой вязкостью (т.е., сопротивление потоку): “Натуральный битум, также названный битуминозными песками или нефтяными песками, разделяет признаки необработанной нефти, но еще более плотный и вязкий. Натуральный битум - нефть, имеющая вязкость, больше, чем 10 000 CP”. “Натуральный битум (часто называемый битуминозными песками или нефтяными песками) и необработанная нефть отличается от легкой нефти их высокой вязкостью (сопротивление потоку) при температурах водохранилища, высокая плотность (низкая сила тяжести API), и значительное содержание азота, кислорода, и составов серы и загрязнителей хэви-метала. Они напоминают residuum от очистки легкой нефти. Большую часть необработанной нефти находят в краях геологических бассейнов и, как думают, является остатком раньше легкой нефти, которая потеряла ее компоненты легкой молекулярной массы через деградацию бактериями, мытьем воды и испарением. Обычная необработанная нефть и битумы отличаются по степени, которой они были ухудшены от оригинальной сырой нефти бактериями и эрозией. Часто, битум более вязкий, чем холодная патока и не течет во внешних условиях.

Согласно Мировому Институту Ресурсов, концентрации замечательных количеств необработанной нефти и нефтяных песков найдены в Канаде и Венесуэле. В 2001 американское Управление по энергетической информации (EIA) сообщило, что самые большие запасы тяжелой сырой нефти в мире были расположены к северу от реки 270 миль длиной Ориноко Поясом Ориноко 40 миль шириной в восточной Венесуэле. В то время Венесуэла начала уполномочивать «совместные предприятия модернизировать дополнительно-тяжелые сырые ресурсы». Petroleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) в то время оценила, что было 270 миллиардов баррелей восстанавливаемых запасов в области, та же самая сумма как обычные запасы нефти Саудовской Аравии. Пояс Ориноко в Венесуэле иногда описывается как нефтяные пески, но эти депозиты небитумные, попадая вместо этого в категорию необработанной нефти или дополнительной необработанной нефти из-за их более низкой вязкости. Натуральный битум и дополнительная необработанная нефть отличаются по степени, которой они были ухудшены от оригинальных обычных масел бактериями. Согласно WEC, у дополнительной необработанной нефти есть «сила тяжести меньше чем 10 ° °API и вязкость водохранилища не больше, чем 10 000 сантипуазов». У тридцати или больше стран, как известно, есть запасы.

Производство, транспортировка и очистка тяжелой сырой нефти представляют собой специальные проблемы по сравнению с легкой сырой нефтью. Обычно разжижитель добавлен на регулярных расстояниях в трубопроводе, несущем тяжелое сырье, чтобы облегчить его поток. Dilbit (растворенный битум) является средством транспортировки очень вязкого углеводорода. За Методологию Оценки Битума Нефтяных песков Альберты, «Смеси Dilbit» означают «Смеси, сделанные из тяжелого сырья и/или битумов и разжижителя обычно конденсат, в целях встречающейся вязкости трубопровода и технических требований плотности, где плотность разжижителя, включенного в смесь, составляет меньше чем 800 кг/м3».

Экономика

Тяжелая сырая нефть обеспечивает интересную ситуацию для экономики нефтяного развития. Ресурсы необработанной нефти в мире - более двух раз те из обычной легкой сырой нефти. В октябре 2009 Геологическая служба США обновила депозиты Ориноко (Венесуэла) восстанавливаемая стоимость к, делая эту область одной из самых больших залежей извлекаемой нефти в мире. Однако скорости восстановления для необработанной нефти часто ограничиваются от 5-30% нефти в месте. Химическая косметика часто - переменная определения в скоростях восстановления. Технология, используемая для восстановления необработанной нефти, постоянно увеличивала скорости восстановления.

С одной стороны, из-за увеличенных затрат на очистку и высокого содержания серы для некоторых источников, тяжелое сырье часто оценивается со скидкой к более легким. Увеличенная вязкость и плотность также делают производство более трудным (см. разработку водохранилища). С другой стороны, большие количества тяжелого сырья были обнаружены в Америках, включая Канаду, Венесуэлу и Калифорнию. Относительно мелкая глубина областей необработанной нефти (часто меньше чем 3 000 футов) может способствовать, чтобы понизить себестоимость; однако, они возмещены трудностями производства и транспорта, которые отдают обычные производственные неэффективные методы. Специализированные методы развиваются для исследования и производства необработанной нефти.

Извлечение

Производство необработанной нефти больше распространено во многих странах с производством 2008 года во главе с Канадой и Венесуэлой. Методы для извлечения включают Холодное производство необработанной нефти с песком, пар помог дренажу силы тяжести, паровой инъекции, извлечению пара, Воздушная Инъекция Пальца ноги к пятке (ТАЙСКИЙ ЯЗЫК) и открытая яма, добывающая для чрезвычайно песчаных и нефтяных богатых месторождений.

Воздействие на окружающую среду

С текущими методами производства и транспортировки тяжелое сырье оказывает более серьезное влияние на окружающую среду, чем легкие. С более трудным производством прибывает занятость множества методов добычи нефти вторичным методом, включая паровое наводнение и более трудный хорошо интервал, часто настолько же близко как один хорошо за акр. Тяжелая сырая нефть также несет загрязнители. Например, Ориноко дополнительная необработанная нефть содержит серу на 4,5%, а также ванадий и никель. Однако, потому что сырая нефть очищена перед использованием, производя определенные алканы через взламывание и фракционную дистилляцию, это сравнение не действительно в практическом смысле. Тяжелые сырые методы очистки могут потребовать большего количества энергетического входа, хотя, таким образом, его воздействие на окружающую среду в настоящее время более значительное, чем то из более легкого сырья, если намеченные конечные продукты - легкие углеводороды (моторное топливо бензина). С другой стороны, тяжелое сырье - лучший источник для дорожных смесей асфальта, чем легкое сырье.

С существующей технологией, извлечением и очисткой необработанной нефти и нефтяных песков производит целых три раза полную эмиссию CO по сравнению с обычной нефтью, которую прежде всего ведет дополнительное потребление энергии процесса извлечения (который может включать горящий природный газ, чтобы нагреть и герметизировать водохранилище, чтобы стимулировать поток). Текущее исследование лучших производственных методов стремится уменьшить это воздействие на окружающую среду.

В отчете 2009 года, Национальной Сети Ядов, цитируя данные, обеспеченные Аналитическим Центром информации об Углекислом газе правительства Соединенных Штатов и канадской Ассоциацией Нефтяных Производителей (CAPP), эмиссия CO за единицу произведенной энергии составляла ~84% из тех для угля (0.078/0.093), выше, чем эмиссия CO обычной нефти.

Экологическая Сеть Исследования сообщила, что «из-за энергии, необходимой для извлечения и обработки, у нефти от канадских нефтяных битуминозных песков есть более высокая эмиссия жизненного цикла» против обычного ископаемого топлива; «до 25% больше».

Геологическое происхождение

Большинство геологов соглашается, что сырье становится 'тяжелым' в результате биологического распада, в котором более легкие концы предпочтительно потребляются бактериальной деятельностью в водохранилище, оставляя более тяжелые углеводороды. Эта гипотеза облокачивается в большой степени на методы нефтяной геохимии. Плохое геологическое запечатывание водохранилища выставляет углеводород, чтобы появиться загрязнители, включая органическую жизнь (такие как бактерии) и способствует этому процессу.

Необработанная нефть может быть сочтена в мелких, молодых водохранилищах, со скалами от плейстоцена, Плиоцена и миоцена (моложе, чем 25 миллионов лет). В некоторых случаях это может также быть найдено в более старом меловом периоде, Mississippian и девонских водохранилищах. Эти водохранилища имеют тенденцию быть плохо запечатанными, приводя к необработанной нефти и нефтяным пескам.

Химические свойства

Необработанная нефть асфальтовая и содержит asphaltenes и смолы. Это «тяжело» (плотный и вязкий) из-за высокого отношения ароматических нефтепродуктов и naphthenes к линейным алканам и большому количеству NSO's (азот, сера, кислород и тяжелые металлы). У необработанной нефти есть более высокий процент составов с более чем 60 атомами углерода и следовательно высокой точкой кипения и молекулярной массой. Например, вязкость Ориноко Венесуэлы дополнительно-тяжелая сырая нефть находится в диапазоне 1000-5000 CP (1-5 Па · s), в то время как у канадского дополнительно-тяжелого сырья есть вязкость в диапазоне 5000-10 000 CP (5-10 Па · s), о том же самом как патока, и выше (до 100 000 CP или 100 Па · s для большинства вязких коммерчески годных для использования депозитов).

Определение от Chevron Phillips Chemical company следующие:

«Тяжесть» необработанной нефти - прежде всего результат относительно высокого процента ассортимента комплекса, высокой молекулярной массы, non-paraffinic составы и низкая пропорция изменчивых, низких составов молекулярной массы. Необработанная нефть, как правило, содержит очень мало керосина, и можете, или может не содержать высокие уровни asphaltenes.

Есть два главных типа тяжелой сырой нефти:

  1. Те, у которых есть более чем 1%-я сера (высокая сырая нефть серы) с ароматическими нефтепродуктами и asphaltenes, и они главным образом найдены в Северной Америке (Канада (Альберта, Саскачеван), Соединенные Штаты (Калифорния), Мексика), Южная Америка (Венесуэла, Колумбия и Эквадор) и Ближний Восток (Кувейт, Саудовская Аравия).
  2. Те, у которых есть меньше чем 1%-я сера (низкая сырая нефть серы), с ароматическими нефтепродуктами, naphthenes и смолами, и они главным образом найдены в Западной Африке (Чад), Центральной Африке (Ангола) и Восточная Африка (Мадагаскар).

См. также

  • Битуминозный сланец
  • Нефтяные пески
  • Паровая инъекция (нефтедобывающая промышленность)
  • Помогший с паром дренаж силы тяжести

Внешние ссылки

  • Gushor Inc. - Геофизические исследования необработанной нефти & разработка водохранилища
  • Научный центр необработанной нефти OTS
  • Карта Schlumberger глобальных ресурсов необработанной нефти
  • Молекулярное основание тяжелой органики в нефтяной и необработанной нефти
  • Сырая нефть технические взгляды

ru.knowledgr.com

Есть ли виды нефти тяжелее воды?

Extra-Heavy (Crude) Oil "Сверхтяжелая" нефть. Высоковязкая тяжелая нефть, плотность которой более 1 г/куб. см, а вязкость в пластовых условиях не превышает 10 Па*с <a rel="nofollow" href="http://www.nefte.ru/slov/e.htm" target="_blank">http://www.nefte.ru/slov/e.htm</a> Вниз до конца прокрутите. Здесь есть таблица: Разработка месторождений сверхтяжелой нефти и природных битумов <a href="/" rel="nofollow" title="40626781:##:articles/detail.php?ID=301231">[ссылка заблокирована по решению администрации проекта]</a>

есть... помню называют белой нефтью...

Не знаю, просто интересно было, что другие отвечают

<a rel="nofollow" href="http://www.yaregaruda.ru/ru/?q=node/44" target="_blank">http://www.yaregaruda.ru/ru/?q=node/44</a> Гуглить "тяжёлая нефть"(сверхтяжёлая нефть, так называется твоя нефть) и "шахтная добыча нефти". Нужно понимать, что в подобном состоянии свойства этой тяжёлой нефти ближе к природным битумам, нежели к обычной нефти, и её чаще так и называют. Скорее всего, нефтью с плотностью больше, чем у воды называют то, что остаётся на дне нефтяного месторождения после того, как его заполнили водой и с него сняли верхнюю часть нефти, более легкой, чем вода, а нижние фракции нефти скопились внизу. Вроде бы и не битум, т к месторождение нефтяное, но тяжелее воды, выкачать проблематично. А, вот, кстати <a rel="nofollow" href="http://www.worldenergy.ru/doc_20_58_3052.html" target="_blank">http://www.worldenergy.ru/doc_20_58_3052.html</a> Основные запасы подобной нефти - в Венесуэле.

думаю что нет такой нефти

С удовольствием почитал ответы

Реально, есть такая, я даже когда-то, где-то читал о такой, а где- даже не скажу

Такая нефть характеризуется наличием асфальтенов (очень крупных молекул, содержащих примерно 90% серы и металлов нефти) . Она также содержит примеси, такие как смолы и углеродистые остатки, которые должны быть удалены перед переработкой нефти.

touch.otvet.mail.ru

Легкие нефти - Справочник химика 21

    В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95 % пропан, при этом давление насыщенных паров нефти при [c.8]

    Показатели Легкая нефть Тяжелая нефть  [c.153]

    Изучение характера изменения состава нефтей в меловых отложениях показало наличие определенной направленности этих изменений. В меловых отложениях Прикаспийской впадины легких нефтей практически нет. Только на Камышитовом месторождении встречена нефть плотностью 0,850 г/см , что позволило предположить возможность нахождения легких нефтей к востоку от этого месторождения на небольшом участке территории при наличии достаточно надежных покрышек. [c.175]

    Применение схем с предварительным испарением нефти позволяет при перегонке легких нефтей снизить давление нагнетания на сырьевом насосе и тепловую нагрузку печи. Однако при плохой подготовке сернистых нефтей на ЭЛОУ возможна сильная коррозия ректификационной колонны, поэтому схемы с предварительным испарением применяют в основном для перегонки легких малосернистых нефтей. [c.157]

    В технологии переработки нефти важным является вопрос о раздельной перегонке различных нефтей. Например, целесообразно раздельно перерабатывать нефти, бедные и богатые по содержанию высококачественными масляными фракциями. К последним относятся такие уникальные нефти, как нефти Западной Сибири (усть-балыкская), нефти Средней Азии и Мангышлака. Раздельно перерабатывать следует также нефти высокопарафинового и асфальтеного оснований, нефти с различающимся содержанием сернистых и металлорганических соединений, тяжелые и легкие нефти и т. д. [c.161]

    После резкого охлаждения бензином продукты реакции подаются через циклон 3, где отделяется песок, в котел-утилизатор (служащий для выработки нужного количества пара) и затем в воздушный холодильник 2 для охлаждения выделенных продуктов до 150 °С. Капельки тумана, присутствующие в остаточном газе, выделяются электростатически или в мультициклоне 7. Легкую нефть, кипящую при - 30 С, перегоняют, тяжелую нефть возвращают снова в процесс в качестве мазута для подогрева. Образующийся при пиролизе кокс осаждается на песке и сгорает во время нагрева. [c.31]

    На начальном этапе развития нефтяной промышленности основным показателем качества нефти была плотность. Нефти де.1.или на легкие (pj 0,884). Б легких нефтях содержится больше бензи — [c.87]

    Распределение их по фракциям нефти различно. В легких нефтях содержание аренов с повышением температуры кипения фракций, как правило, снижается. Нефти средней плотности нафтенового типа характеризуются почти равномерным распределением аренов го фракциям. В тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с говышением температуры кипения фракций. [c.66]

    Бибиэйбатская легкая нефть 0,9804 172,9 4,4 11,46 10,31 283,6 [c.51]

    Типы нефтей по углеводородному составу Легкие нефти (плотность 0,830 г/смЗ) Средние нефти (плотность 0,831-0,860 г/смЗ)  [c.15]

    Нефти IV типа, имеющие небольшое распространение, отличаются от рассмотренных нефтей возрастанием роли нафтеновых УВ в бензинах, значительным снижением содержания парафино-нафтеновых УВ в отбензиненной части, преобладанием средних по плотности нефтей (в I, II, III типах преобладали легкие нефти). В отличие от рассмотренных нефтей для IV типа характерно одинаковое соотношение малосмолистых [c.23]

    В нефтях V типа, имеющих значительно большее распространение, чем нефти IV типа, еще больше снижена роль метановых и повышена — нафтеновых УВ. Если в IV типе подавляющее большинство нефтей характеризовалось М/Н = 0,4—0,49, то в V типе - М/Н = 0,3-0,39. В V типе, по сравнению с вышеописанными, возросла роль тяжелых и сократилась доля легких нефтей, возрос процент смолистых, малосернистых и мало-парафинистых нефтей. По сравнению с IV типом стратиграфический диапазон нефтей V типа более широк. Они могут быть охарактеризованы как нафтено-метановые, средние по плотности и тяжелые, смолистые, малосернистые, малопарафинистые, со значительным преобладанием нафтеновых УВ в бензинах и незначительным — парафино-нафтеновых над нафтено-ароматическими в отбензиненной части нефти. [c.25]

    Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием рас — ТВС римых газов (1,5 —2,2 %) и бензиновых фракций (до 20—30 %) и фракций до 350 °С (50 — 60 %) целесообразно применять атмосферную перегонку двухкратного испарения, то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фрак — ционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50 — 60 % бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сг/аживает колебания в фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить данление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную Ko.voHHy от коррозии, разгрузить печь от легких фракций, тем самым не жолько уменьшить требуемую тепловую ее мощность. [c.183]

    В юрском комплексе встречены газоконденсатные и нефтяные залежи с довольно легкими нефтями с плотностью, не превышающей [c.183]

    Наиболее иажными компонентами нефти, как и синтетического топлива, ЯВЛЯЮТСЯ углеводороды. Например, пенсильванская нефть содержит около 97—98% углеводородов. Легкие нефти месторождений Мид-Конти-непт или прибрежной низменности Мексиканского залива (область Голфа) содержат в среднем от 90 до 95% углеводородов. Тяжелая калифорнийская или мексиканская нефти (плотность 0,95 и выше) беднее углеводородами и в среднем содержат около 50% углеводородов. [c.11]

    Месторождение Лос-Анжелос приобрело очень большое значение после 1920 г., когда стала добываться более легкая нефть (удельного [c.54]

    По физико-химическим свойствам нафтеновые кислоты, выделенные из средних дистиллятов бакинских нефтей, заметно отличаются друг от друга. Плотность, коэффициенты рефракции, молекулярные веса нафтеновых кислот, извлеченных из тяжелых наф-тено-ароматических нефтей, больше, чём соответствующие показатели кислот из дистиллятов алкановых и циклано-алкановых нефтей. Кислотные числа обычно выше у нафтеновых кислот, извлеченных из дистиллятов легких нефтей, за исключением сураханской парафинистой нефти. [c.50]

    Точно так же постепенно меняется и плотность нефтей легкие нефти I, II и Штипов сменяются средними IV и V типов, затем тяжелыми [c.26]

    Один из признаков изменений при указанном типе миграции — отсутствие следов окисленноститяжег>1х нефтей (по ИКС, п. п. 1710см" ) в наименее погруженных ловушках и катагенных изменений в легких нефтях. В некоторых случаях отмечается возрастание отношения смолы/ асфальтены (но не всегда), т. е. более четко этот показатель изменяется при перемещении (фильтрации) нефтей сквозь плохо проницаемые породы. [c.114]

    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]

    В целом для подсолевых палеозойских углеводородных флюидов была отмечена связь между смолистостью нефти и минерализацией и сульфатностью вод и между аренами и бензиновой фракцией, сульфатностью вод и температурой. Зная возможный состав вод в конкретных районах на разных глубинах, можно эти расчеты условно "привязать" к глубинам. Такие опосредствованные расчеты показали, что в юго-восточной зоне при минерализации вод 300 г/л на глубине свыше 6 км вероятно нахождение залежей очень легких нефтей и газоконденсатов. Граница распространения газоконденсатных залежей в пределах отдельных районов Прикаспийской впадины проводилась с разной степенью надежности. В северной части территории зона газоконденсатных залежей выделялась с учетом экстраполяции имеющихся фактических данных. В этом районе, где открыты только газоконденсатные и газовые залежи, наличие нефтяных скоплений на глубине 4—7 км маловероятно. [c.167]

    Прогнозирование газоконденсатной зоны с возможным присутствием нефтяных залежей в западной части провинции сделано с меньшей достоверностью, поскольку здесь до сих пор не открыто ни газоконденсатных, ни нефтяных месторождений, а имеется лишь газовое Лободинское месторождение. В этой части региона учитывались геологические представления, наличие в обрамлении Прикаспийской впадины Западно-Ровненс-кого нефтегазоконденсатного месторождения и нефтяных месторождений с очень легкими нефтями на глубине 5 км (например, Камышанское). В юго-западной части к западу и к северу от Астраханского месторождения прогнозируется распространение газоконденсатных залежей. К востоку от этой газоконденсатной зоны можно предполагать с большей степенью условности (нет фактических данных) распространение газоконденсатных и нефтяных залежей (рис. 28). Более мягкие термобарические условия не способствовали значительной генерации газообразных УВ. В восточной части впадины прогнозируется узкая полоса распространения газоконденсатных залежей на глубине 6—7 км. Основанием для ее выделения послужили расчеты по уравнениям регрессии, которые показали, что в этих условиях возможно появление конденсатов. [c.167]

    К внутренним. В нефтяной зоне, занимающей значительную территорию восточной и юго-восточной частей впадины, преимущественно будут распространены легкие нефти (до 0,850 г/см ). Более тяжелые нефти (до 0,900 г/см ) прогнозируются в основном в пределах юго-восточной части Прикаспийской НГП и узкой полосой распространяются вдоль восточного борта, а тяжелые (более 0,900 г/см ) — лишь на небольшом участке территории восточного борта впадины, так как там находилась зона их активной палеодегазации. Во всех остальных районах в подсолевых отложениях будут встречены преимущественно легкие нефти с плотностью до 0,850 г/см с повышенным количеством бензиновой фракции (25— 35 %), невысоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (до 10 %), малосернистые, малопарафинистые. Ни высокосернистых, ни высокопарафинистых нефтей в подсолевых отложениях Прикаспийской НГП ожидать не следует. [c.168]

    На основе анализа геохимических карт можно считать, что очень легкие нефти будут распространены в южной части Гурьевского прогиба, на остальной территории Эмбы - легкие нефти, которые к северо-восто-ку и юго-востоку сменяются средними и тяжелыми. Очень тяжелые нефти могут быть встречены в северо-восточной части Байчунасского прогиба, северной - Гурьевского прогиба и к северу от месторождения Танатар. В Прорвинско-Буранкольской зоне прогибания возможно наличие залежей легкой и средней нефти, в северо-восточной части зоны — и тяжелой. На п-ове Бузачи в юрских отложениях следует ожидать залежи очень тяжелой нефти, так же как и в восточной бортовой зоне, где эти отложения находятся в зоне идиогипергенеза. В соответствии с изменением плотности меняется и состав нефти, это особенно характерно для очень тяжелых нефтей, которые почти полностью лишены бензина, имеют повышенную смолистость и пониженное содержание метано-нафтеновых УВ. [c.174]

    Из табл. 54 следует, что на малых глубинах, на которых расположено большинство уже открытых залежей, плотность нефтей в значительной степени связана с минерализацией пластовых вод в зоне распространения низкоминерализованных вод могут быть встречены только тяжелые нефти, испытавшие воздействие гипергенных факторов, а в зоне высокомине-рализованных вод - легкие (хорошая сохранность залежей). На глубинах около 1000 м в первой зоне могут находиться нефти средней плотности и тяжелые, а во второй — очень легкие нефти конденсатного типа. Подтверждением служит нефть, залегающая в юрских отложениях на площади Мартыши, которая в массив не входила. Степень ароматичности бензиновой фракции увеличивается с глубиной (низкокипящих ароматических УВ может быть до 15 %). Величина существенно зависит от минерализации вод, несколько меньше — от глубины. [c.175]

    VIII (0,860 - 0,900) и IX (более 0,900). Наиболее тяжелые нефти (IX зона) приурочены к приподнятым бортовым частям прогиба, где они находятся в зоне действия гипергенных процессов. В центральной и северной частях прогиба вблизи зоны генерации будут встречены наиболее легкие нефти первой группы (зона IV) и второй группы (зона VII) по периферии северного борта. В северной части прогиба, где предполагается хорошая сохранность залежей, наличие тяжелых нефтей третьей и четвертой групп (VIM и IX зоны) маловероятно. [c.185]

    В Терско-Каспийском прогибе прогнозируются по плотности те же зоны (за исключением легких нефтей) с нефтями средними (VII зона), утяжеленными (VIII зона) и тяжелыми (IX зона). Так же как и в Западно-Кубанском прогибе смена зон относительно легких нефтей зонами тяжелых и очень тяжелых нефтей происходит от наиболее погруженной части прогиба к приподнятым И в том и в другом случаях эти изменения обусловлены одними и теми же причинами региональной миграцией углеводородных флюидов из Зон генерации к бортовым частям прогибов с дифференциальной гравитацией и вторичным воздействием гипергенных факторов. [c.185]

    Обе нефти имеют высокую температуру застывания, около 40 С, что, по-видимому, обусловлено содержанием твердых парафинов в южных нефтях и высокой вязкостью северных нефтей. Более современное месторождение Поса-Рика, расположенное несколько южнее открытого ранее района Тукспан, и месторождение Теуантепек, находящееся на перешейке того же названия, дают более легкие нефти удельного веса 0,85, почти бесцветные и содержащие меньше асфальта и серы. Эти месторождения приобрели важное значение с 1938 г., но общая добыча в Мексике никогда не достигала уровня 1921 г., когда добыча нефти составляла около 31 600 ООО м . Теперь ежегодная добыча составляет около 11 860 000 м , т.е. примерно 1,7% всей мировой добычи. [c.55]

    В Колумбии [21, Перу, Аргентине [32, 17а, 43] и Тринидаде в течение нескольких лет добывалось сравнительно мало нефти. Нефть Колумбии похожа на легкую нефть из долины Сан-Жоакин в Калифорнии. Содержание бензиновых фракций в этой нефти составляет около 10 %, отсутствие твер.цых парафинов позволяет получать из нес смазочные масла с низкой температурой застывания. Перуанская нефть обладает низким удельным весом, содержит более 40% бензиновых фракций и очень незначительные количества серы. Несколько продуктивных площадей имеется в Аргентине наиболее продуктивные месторождения дают тяжелую нефть промежуточного типа с содержанием бензиновых фракций не выше 10%. Другие месторождения дают болео легкие нефти среди них имеются нефти парафинового основания некоторые типы нефтей могут быть использованы для получения смазочных масел. В Тринидаде большинство добываемых нефтей смешанного основания и напоминают нефти Калифорнии. Бензин, получаемый из этих нефтей, обладает высоким октановым числом это согласуется с тем, что керосиновые дистилляты содержат такой высокий процент ароматических углеводородов, что требуется очистка экстракцией растворителями. Среди добываемых нефтей существуют некоторые различия, одна напоминает нефть из месторождения Понка Сити (Оклахома) с содержанием бензиновых фракций 32%. Все четыре страны вместе добывают около 2,0% мировой добычи. [c.56]

    Сланцевые масла, получаемые при переработке сланцев в ретортах, обычно содержат больше азотистых оснований и сернистых соединений, чем большинство нефтей, в частности легких парафиновых нефтей [20]. Часто отмечается, что нефти с высоким содержавием асфальтовых веществ содер кат больше серы. Эти соотношения указывают на то, что в процессах, протекающих при образовании нефти, или точнее в процессах превращения тяжелого асфальтового вещества в легкие нефти теряется большая часть сернистых, а возмозкио, и азотистых соединений. Если использовать термин генетически старый или молодой вместо геологически старый или молодой , то эти соотношения становятся значительно более последовательными.  [c.83]

chem21.info