Нефти плотность

Нефти встречаются от светло-желтого до темно-коричневого и черного цвета. Легкие нефти плотностью 0,78—О,,79 г/см имеют желтую окраску, нефти средней плотности (0,79—0,82 з/сж ) — янтарного цвета и тяжелые — темно-коричневые и черные. Разный цвет может иметь даже нефть одного и того же месторождения. Например, в Сураханском месторождении (Баку) на глубине 200 м залегает белая нефть — прозрачная, почти бесцветная жидкость плотностью 0,782 г/см на глубине 420 м — красная нефть плотностью 0,810 г/см , а, еще глубже цвет ее меняется от коричневого до черного. Цвет нефтям и нефтепродуктам придают асфальто-смолистые вещества, продукты окисления углеводородов и некоторые непредельные и ароматические углеводороды. По цвету сырых нефтей судят об относительном содержании в пих асфальто-смолистых соединений. Обычно чем тяжелее нефтепродукт, тем он темнее. Цвет нефтепродукта — надежный показатель степени его очистки от смолистых примесей. [c.95]

Тяжелые нефти (плотность 0,861-0,920 г/смЗ) [c.15]

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]

При построении карты прогноза состава нефтей с учетом выявленной закономерности экстраполировались направления изолиний плотности нефти, которые разграничивали зоны с разным их составом. Таким образом, граница прогнозируемых зон с нефтями разного состава на карте прогноза проводилась как с учетом имеющегося фактического материала, так и с учетом экстраполяции и расчетных данных. По фактическому материалу проводились границы зон с нефтями плотностью более 0,900 г/см и 0,900—0,850 г/см на востоке и юго-востоке, а граница (внутренняя - по направлению к центральной части впадины) зоны с нефтями плотностью 0,850-0,810 г/см - по расчетным данным (уравнения регрессии). На севере и северо-западе граница зоны с нефтями плотностью 0,850—0,810 г/см проводилась по фактическим данным. На юге и юго-западе внешняя граница (в направлении к бортовой зоне) проводилась по борту впадины, а внутренняя — с учетом распространения районов с вьюокими температурными градиентами. Изогипса плотности 0,810 г/см , по существу, служит границей между зонами распространенных нефтяных и газоконденсатных скоплений. Фактических данных для ее проведения мало, поэтому использовались расчеты состава нефтей, проводимые по уравнениям регрессии. Значимые коэффициенты кор- [c.166]

Б качестве растворителя-разбавителя применяют обычно бен-, зиновую фракцию парафинистых нефтей плотностью 0,724— 0,727, кипящую в пределах 75—135° (нафта). Б более совершенных вариантах этого процесса в качестве растворителя используют технический гептан или гексан, которые обладают меньшей растворяющей способностью в отношении парафинов и дают более низкую вязкость рабочего раствора. Перед смешением сырье нагревают до такой степени, чтобы температура раствора в сборном резервуаре была 50—60°. Иногда смесь сырья с растворителем пропускают перед смесителем через однопоточный (т. е. типа труба в трубе ) подогреватель. Далее раствор сырья направляют для охлаждения и кристаллизации в кристаллизационные башни, которые представляют вертикальные сосуды, оборудованные внутри вертикальными охлаждающими змеевиками. В первых по ходу раствора башнях раствор для экономии холода охлаждают депарафинированным продуктом, отходящим из центрифуг на регенерацию. В последних башнях охлаждение ведут испарением жидкого аммиака в змеевиках. [c.175]

Результаты каталитического крекинга болгарской нафтеноароматической нефти (плотность 0,941, количество фракций до 350° — 26,7%, коксуемость 3,4%, серы 0,24%), не содержащей бензиновых фракций, гакже показали, что остаточные фракции и этого вида сырья эффективно разлагаются при однократном пропуске через реактор. При каталитическом крекинге болгарской нефти образуется такое количество водорода (около 0,35% вес. на нефть), которое достаточно для гидрогенизационной очистки дистиллятов моторных топлив [43]. [c.216]

При гидрокрекинге остатка вакуумной перегонки нефти [плотностью 979,2 кг/м , содержание серы 2,08% (масс.), коксуемость по Конрадсону 13,0 % (масс.), содержание фракций н. к. —524 С — 25 % (об.) и >524 °С —75 % (об.)] было получено [c.50]

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

Очень тяжелые нефти (плотность 0,920 г/см и более) [c.15]

Нефти в пределах типа делились по плотности на четыре группы Группа нефтей Плотность, г/см Индекс [c.18]

Нефти (плотность, г/см ) Встречаемость нефтей, % [c.21]

Пример 6. 5. Определить тепловую мощность и проверить расчет поверхности радиантных и конвекционных труб двухкамерной печи с наклонным сводом для нагрева от 180 до 330° С 150 ООО кг/ч нефти плотностью = 0,88. [c.108]

Пример 6. 6. Определить поверхность радиантных и конвекционных труб и размеры печи беспламенного горения производительностью С = 125 ООО кг/ч но нефти плотностью = [c.113]

Широкая фракция нефти (плотность нефти 0 7863 г/см , плотность газа 0,8642 г/л) [c.38]

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]

Для ироизводства нефтяного кокса используют остатки, имеющие плотность 990—1020 кг/м , коксуемость ио Конрадсону 4—10% (масс.) и содержащие 0,4—2,5% (масс.) серы. Чем выше коксуемость сырья, тем более высокими должны быть технико-экономические показатели процесса. Если кокс предназначается для изготовления графитированной продукции, в качестве сырья установок замедленного коксования применяют дистиллятные крекинг-остатки с низким содержанием серы и зольных элементов. Например, таким сырьем может быть крекинг-остаток из котур-тепинской нефти плотностью 1022 кг/м , коксуемостью 8,4% (масс.), с температурой начала кипения 360 С и содержанием серы не более 0,9% (масс.). При коксовании дистиллятного крекинг-остатка для получения высококачественного кокса рекомендуется вести процесс при повышенном давлении (0,05—0,08 МПа) и большом количестве рециркулируемого газойля без применения турбулизатора. [c.180]

Способ внутрипластового горения эффективен для залежей с высоковязкой (более 10 мПа-с) нефтью плотностью 0,825—0,99 г/см обладающей высокой коксуемостью, при содержании погребенной воды не более 30 %, пористости коллектора не менее 20 %, проницаемости не менее 10- м , толщине пласта 3—20 м, глубине залегания не более 900— 1000 м. [c.49]

Сорт нефти Плотность Кинематическая вязкость, сст с Я > я 0,3 - п 1 Я 1 [c.82]

Выход, % (масс.) на нефть Плотность при 20 °С, г/см Вязкость при 100 С, мм /с (сСт) Коксуемость, % 16,0 0,942 96,3 36,4 0,916 69,0 34,3 0,977 174,0 24,3 0,965 139,0 25,0 0,932 43,6 [c.105]

На рис. 37 приведены 1 ривые, выражающие массовое соотношение теплоноситель сырье основного потока при коксовании на гранулированном коксовом теплоносителе гудрона туймазинской девонской нефти плотностью Р4° = 0,978 г/см . При повышении плотности остатка на каждые 0,01 г си массовое соотношение необходимо повышать по сравнению с приведенными данными на 0,2—0,5 в зависимости от температуры в реакторе при [c.112]

Выход на нефть, %. Плотность р . . . . Коксуемость, %. . . Содержание серы, %. [c.130]

Месторождение нефти ПЛОТНОСТЬ нефти Р15. г/см кислотность нефти, мг/л воды, % хлори- дов, мг/л [c.11]

Американские исследователи сделали попытку проанализировать экономику обессоливания нефти, исходя из опытных данных, полученных на заводах за несколько лет. Дпя подсчета экономического эф( кта был взят образец сырой нефти плотностью 0,8762 при 15 °С, содержащий солей 114 мг/л, воды и грязи 0," . В обессоленной нефти остаточное содержание солей составляло 5,7 мг/л и воды 0,2%, Расчеты экономического эффекта проведены для нефтеперерабатывающего завода производительностью 950 м нефти в сутки, [c.126]

Выбор температуры зависит от типа нефти для легких нефтей устанавливают температуру 50-60 °С, для высокопарафинистых и тяжелых нефтей плотностью 0,9 и выше - 70-80 С. Через 30 мин, 1, 2 и 3 ч замеряют количество выделившейся воды. После 3 ч отстоя отделяют нефть от воды и определяют в ней остаточное содержание воды. [c.150]

После перемешивания пробы нефтей помеш ают в термостат для отстаивания воды. В случае легких нефтей поддерживают температуру в термостате 60° С, для высокопарафинистых и тяжелых нефтей плотностью 0,9 и более — 80° С. Воду, выделившуюся при нагреве из эмульсии, тщательно отделяют и замеряют ее количество через 15 и 30 мин, 1, 2, 3 и 4 ч. В тех пробах, где после 2 ч отстоя выделялось 95—98% воды от общего содержания ее в эмульсии, отстой прекращают п определяют в нефти содержание остаточной воды по ГОСТ 2477—65. В остальных пробах после 4 ч отстоя нефть отделяется от свободной воды и в ней определяют содержание остаточной воды. [c.176]

Уравнение (1.8) применимо для определения коэффициента сжимаемости насыщенных нефтей плотностью Унас>0,84 и для Рн<1,2-10- (в интервале давлений [c.19]

Каталитический крекинг нефти. По данным А. В. Агафонова и других [3] при крекинге нефти в присутствии алюмосиликатных катализаторов высококипящие углеводороды, главным образом нафтеновые и ароматические с боковыми парафиновыми цепями, а также смолистые и сернистые сиединения, разлагаются с высокой Скоростью. Присутствие в крекируемой смеси низкомолекулярных углеводородов способствует десорбции продуктов разложения и оказывает благоприятное действие вследствие значительного понижения концентрации смолистых и полициклических соединений на поверхности катализатора [3]. Ниже приведен баланс (в % вес. на нефть) однократного крекинга сернистой смолистой нефти (плотность = 0,867, содержание серы 1,6% вес., коксуемость 5,8% вес., содержание фракций ло 350° 48,5% вес.) в присутствии природного катализатора с индексом активности И—14. Условия процесса температура в реакционной зоне 450 , объемная скорость подачи сырья 1,2—1,5 час. , весовая кратность циркуляции катализатора 5. [c.215]

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]

Во всех опытных процессах коксования в куб емкостью 160 м заливали 50 т сырья, нагретого до температуры около 100 °С. Сырьем служил крекинг-остаток смеси малосернистых нефтей плотностью Р4° = 0,980 и условной вязкостью ВУюо = 5,0 с содержанием золы 0,045%, нерастворимых в бензоле 0,6—1,0%. Материальный баланс процессов был следующий (в мас.%) выход кокса 18, дистиллята 75,2, газа 4,5, потери 2,3. [c.74]

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]

Температурой процесса считается среднее значение температуры реагирующих продуктов и катализатора в рабочей зоне реактора (обычно замеряют температуру верха, середины и низа реакционной зоны). Температура каталитического крекинга во многом определяется степенью нагрева поступающих в реактор катализатора и сырья. Имеющиеся данные о температурных режимах в реакторном блоке /9/ свидетельствуют о значительном диапазоне температур, при которых проводятся каталитические процессы. В реакторах с плотным кипящим слоем катализатора температура процесса изменяется от 424 до 704 С, для ли4 -реакторов наиболее распространенный интервал температур 532—538°С. В табл. 1 приведен сослав и характеристики продуктов крекинга вакуумного газойля ромаш-кинской нефти плотностью = 0,914 при различных температурах процесса. Использовался алюмоси>1икатный катализатор с индексом активности 51,1, кратность циркуляции составляла 5,5 1. [c.30]

Волковская нефть относится к высокосернистым (3,157о серы), высокосмолистым (12,3 силикагелевых смол, 3,2% асфальтенов) нефтям. Плотность нефти ниже, чем у нефтей типа арланской (р =0,8802), а выход светлых — больше потенциальное содержание фракций, выкипающих до 200° С, равно 20,3% и выкипающих до 350° С —47,8% (рис. 32). [c.115]

Сорт нефти Плотность. 20 Кинематическая вязкость, сгт Температура застывания, С и С эт а, 0) О С м ( ) Л ы 3 X н л ь аза % иниф -в(1ви -0 Н ё г. а> й ЬС в и о X н о выход фракций, % вес. [c.86]

Сорт нефти Плотность, Кинематическая язкость, сст ТсмП. рату [c.88]

Сорт нефти Плотность Кинематическая аэкость, сст Температура зас- Пара- Сера, [c.90]

Оппсапы результаты второго длительного пробега установки процесса гидрокрекинга Варга, в ходе которого было переработано 42 т отбензиненной смеси туймазинской II ромашкинской нефтей плотностью 0,904 г/см , содержащей 1,05% серы, 1,9 /о асфальтенов, 5,4% кокса. Расход водорода 0,0—0,8%, образование кокса 0,5—1,0%, выход жпдких продуктов 96,4 о, удаление серы 60—70% [c.70]

В ходе модернизации НПЗ в г. Кардоне мощностью 16 млн. т/год построен первый в мире комплекс установок для переработки 5,5 илн. т/год тяжелой нефти (плотность 1,014, содержание серы 3,7%). При этом предусмотрено освоение процесса гидродеметаллизации тяжелых остатков. [c.88]

На рис. 39 показана зависимость выходов отдельных фракций коксового дистиллята от температуры в реакторе при коксовании гудрона туймазинской девонской нефти плотностью 0,978. Коксование тяжелых остатков ромашкинской девонской нефти с той же плотностью дает практически одинаковые результаты. При коксовании тяжелых остатков малосернистых нефтей такой же ллотности, как и сернистых, получаются принципиально сходные зависимости выходов отдельных фракций от температуры в реакторе. Различия отмечаются главным об- [c.119]

На рис. 57 представлены величины временного сопротивления раздавливанию кокса при разной высоте коксового слоя в реакторе высотой 25 м. Коксованию подвергали крекинг-остаток туймазинской нефти плотностью 1,02 г1см , температура сырья на входе в реактор была равна 482 °С, коэффициент рециркуляции 1,35. [c.171]

При обессоливанин чернушинской нефти (плотность 0,886 з/сд4 , содержание хлористых солей 550—800 мг л, воды 0,2—1,5%) на пилотной ЭЛОУ в одну ступень с неионогенными деэмульгаторами — ОЖК и указанными выше импортными — при расходе 30—40 г т в обработанной нефти содержалось 0,2% воды и 20—АО мг л хлористых солей. При таком же расходе ОП-10 (30—40 г т) сила тока повышалась и наблюдался плохой отстой воды. Для нормального обессоливания расход ОП-10 должен быть не менее 50 г т. [c.101]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология