Нефть вязкость

Нефть Вязкость в сст при 50 Индекс вязкости [c.123]

Пределы кипения Выход на нефть Вязкость, сст Характеристика гача [c.110]

Модель нефти готовили по методике [19]. В дегазированную без контакта с воздухом нефть добавляли такое количество петролейного эфира (3—5% от общего объема нефти), при котором вязкость нефти становилась равной вязкости глубинной пробы. Учитывая, что усадка нефти при ее дегазации составляла 3,9%, была получена модель нефти, вязкость и концентрация активных компонентов в которой были те же, что и в глубинной пробе. [c.156]

Пределы отбора, С Выход на нефть, % Вязкость при 100 °С, ММ-/С Температура плавления, °С Содержание серы, % 400 — 480 16,0 6,5 29 — 31 0,45 400 — 450 9,0 5,6 37 0,29 400 — 500 7,6 5,4 32 0,82 400 — 450 8,0 6.0 34 1.6 400 — 450 8,4 6,3 34 1.9 400- 450 Ю.О 5.1 37 0.4 400 — 450 7.0 5.5 27 1.6 400 — 450 8,7 5.2 23 1,35 350 — 500 26.2 5.9 38 1.0 350 — 420 7.4 4.1 17 420 — 500 13,8 5.7 44 0Д4 [c.196]

Пределы отбора, С Выход на нефть. % Вязкость при 50 °С, мм /с Температура плавления, °С Содержание серы, % 330 — 400 16,2 8,0 7,5 300 — 400 14,0 7.3 16 300 — 400 18,0 7,3 15 0,72 300 — 400 15—17 7,4 14 1,6 300 — 400 15 — 17 7,2 13 1.7 300- 400 16.3 6.0 23 0.1 320 — 400 1.3,3 7,7 10 1,4 340 — 400 12,0 8,0 8 1.1 320 — 350 6,6 8.3 23 0.6 350 420 15.3 7.3 32 0,09 [c.196]

Для мангышлакской нефти вязкость и коксуемость депарафинированного масла ниже вязкости н коксуемости исходного рафината. [c.83]

НИИ нефти вязкости 2—6,3 мПа с достаточно 5—6 поровых объемов. При вытеснении нефтей с вязкостью 2—6 мПа-с раствором ОП-10 коэффициент вытеснения увеличивается на 9% по сравнению с пресной водой. Показано, что применение водных растворов ОП-10 с концентрацией 0,05% для вытеснения высоковязких нефтей, по мнению автора, нецелесообразно. [c.93]

Выход мазута после отбора дистиллятных топлив равен 46,6% на нефть. Вязкость такого мазута при 80°С равна 13,1° ВУ, содержание серы составляет 2,55%. Этот мазут используется в качестве котельного топлива, а также является хорошим сырьем для получения масел (рис. 38—42 и табл. 185—191). [c.130]

Явления, обусловливаемые молекулярным взаимодействием, играют большую роль в условиях нефтяного пласта, высокодисперсной пористой среды с развитой поверхностью, заполненной жидкостями, которые содержат поверхностно-активные вещества. Однако механизм этих явлений не познан настолько, чтобы при разработке нефтяных месторождений их можно было учитывать количественно. Использование изученных закономерностей в технологических процессах возможно лишь тогда, когда они описаны математически, с учетом основных факторов, определяющих эти закономерности. Решить такую задачу для нефтяного пласта трудно, так как геолого-физические и минералогические характеристики пласта и свойства жидкостей и газов, насыщающих его, не постоянны. Как результат молекулярно-поверхностных эффектов на границе раздела фаз в нефтяном пласте наибольшее значение имеет процесс адсорбции активных компонентов нефти на поверхности породообразующих минералов. С этим процессом прежде всего связана гидрофобизация поверхности, а следовательно, и уменьшение нефтеотдачи пласта. Образование адсорбционного слоя ведет к построению на его основе граничного слоя нефти, вязкость которого на порядок выше вязкости нефти в объеме, а толщина в ряде случаев соизмерима с радиусом поровых каналов. В связи с этим уменьшается проницаемость и увеличиваются мик-ро- и макронеоднородности коллектора. [c.37]

Пределы отбора, °С Выход на нефть, % Вязкость при 100 °С, мм=/с Температура плавления. °С Содержание серы, % 450 — 490 8,0 8,9 43 0,38 450 — 500 7,2 9,1 40 0.90 450 — 500 6,0 9,4 39 1,8 450 — 490 6,6 9,9 39 2.0 450 — 480 6.7 7,1 50 0,57 450 — 490 6,3 7.8 31 1.9 450 — 480 4.8 8.9 30 1.55 420 — 500 22,9 6.7 30 [c.196]

В результате эксперимента установлено, что при вытеснении нефти вязкостью 40 мПа с через керн необходимо прокачать 8—9 поровых объемов 0,05% -ного раствора ОП-10 для получения на выходе исходной концентрации, при вытесне- [c.92]

Начало кипения, °С Выход на нефть, % Вязкость условная при 100 С Коксуемость, % Содержание серы, % 480 23,5 12—14 8 — 9 1,3 490 28.5 13 — 26 15 — 16 500 17,9 13 — 15 1,4 500 27,0 80 1 2 2.6 490 30.0 90 16-18 3.0 480 36,3 38 11,6 0,73 490 35.7 39 17 — 20 3.07 480 18.2 23 11 2.18 500 16.5 7 8 500 21,0 22 Ц 500 15.0 6,8 7 0,31 [c.196]

Поэтому единственной причиной этого может быть различие физико-химических свойств нефтей. Вязкости исходной нефти и нефти без порфиринов одинаковы, содержание асфальтенов одинаково, различно лишь содержание порфиринов 53,7 в исходной нефти и 37,6 мг/100 г в нефти без порфиринов , что и является причиной увеличения коэффициента нефтеотдачи на 22,4%. [c.190]

Допускается сдача топлива дизельного автотракторного Л, вырабатываемого из сернистых нефтей, вязкостью при 20° С в пределах 3,0—8,5 сст (1,2—1,7°Е), с содержанием серы не более 1,0%. [c.168]

В масляных фракциях, полученных перегонкой из одной нефти, вязкость правильно возрастает с повышением температур начала и конца кипения данной фракции одновременно возрастают плотность и молекулярный вес. Если, однако, сравнивать масляные фракции различных нефтей, выкипающие в одних и тех же пределах, или даже соответствующие фракции, полученные из одной нефти, но подвергавшиеся разной очистке, то вязкости таких масел могут оказаться совершенно различными. Это объясняется неодинаковым химическим составом нефтей, из которых получены масла, или разным отношением входящих в состав масла углеводородов и других соединений к реагентам, применяемым при очистке. [c.112]

Очистка дистиллята автола 10 бузовнинской нефти вязкостью 10,6 сст при 100° фенолом и фурфуролом [c.199]

При всей сложности процессов физико-химического заводнения механизм эффективного вытеснения нефти состоит в изменении фазовых проницаемостей для воды и для нефти, вязкостей воды и нефти, капиллярного давления и в интенсивном межфазном массообмене. Физико-химические реагенты, изменяющие гидродинамические характеристики пластовых флюидов и пористой среды, обычно называют активными примесями. Принято различать растворы активных примесей малых концентраций (химреагенты) и высоких концентраций (растворители) вьщеляют также пассивные примеси, оказывающие влияние на сорбируемость и растворимость активных примесей [24, 25, 27, 30]. [c.175]

Рассмотрено влияние азота на вязкость нефти и на ее структурно-механические свойства. Показано, что с увеличением содержания азота в нефти вязкость ее увеличивается. [c.168]

Следовательно, при решении задач выбора параметров системы разработки залежей реологические характеристики нефти (градиент динамического давления сдвига, градиент давления предельного разрушения структуры в нефти, вязкость нефти при малых и больших градиентах давления) должны быть определены с учетом состава нефти и газа, а также физических свойств пласта. Должны быть построены схемы (карты.) распределения этих характеристик. по площади по каждому нефтеносному горизонту. В стадии проектирования такие схемы будут приблизительными, поэтому по мере разбуривания залежи необходимо их уточнять путем проведения дополнительных исследований. [c.138]

В первой серии опытов исследовались фильтрационные и реологические характеристики рассматриваемых композиций при течении их в пористой среде. Использовалась модель пласта длиной 0,72 м и диаметром 0,026 м, представленная кварцевым песком. В начале модель насыщалась водой, которая вытеснялась нефтью вязкостью 20 спз. Тем самым в пористой среде создавалась связанная вода. Конструкция моделей пласта предусматривала возможность измерения давления в двух точках вдоль пути фильтрации. Замеры давления на входном участке модели пласта позволяли определять способность композиции проникать в пористую среду. Опыты проводились при постоянной скорости фильтрации. В этих опытах определялись фактор, остаточный фактор сопротивления и начальный (предельный) градиент давления по замерам в промежуточных точках. [c.90]

Объем и тип оторочки. Наиболее подробно исследованы оторочки мицеллярных растворов с внешней нефтяной фазой, а также оторочки из растворимой нефти. Измерения для первого типа мицеллярных растворов проводились на неслоистых образцах песчаника диаметрам 5 см и длиной 120 см, с использованием сырой нефти вязкостью 7 мПа-с и плотностью [c.180]

В пластовых условиях нефти довольно тяжелые их газосодержание в 1,5—4,0 раза меньше, а коэффициент растворимости в 1,5—2,5 раза меньше, чем в среднем для пластовых нефтей. Вязкость московско-башкирской нефти равна средней, яснополянской нефти — намного выше. [c.99]

Кроме этого, низкая по сравнению с нефтью вязкость газа способствует возникновению его утечек через неплотности в колоннах и трубопроводах. Цементирование газовой скважины должно обеспечивать надежную герметизацию ствола. Опыт показал, что даже незначительные иогрешности в цементировании приводят к миграции газа через имеющиеся неплотности в другие пористые пласты и могут повлечь истощение залежи. С точки зрения противопожарной защиты такая миграция газа крайне нежелательна из-за возможности выхода газа на поверхность земли в самых непредвиденных местах. Если глубина, на которой произощла утечка газа, велика, то газ, перетекая в вышележащие горизонты, может через трещины, колодцы и ранее пробуренные скважины выйти на поверхность в виде так называемых грифонов. Грифонообразование является одним из наиболее тяжелых осложнений, ликвидация которого требует значительного времени и средств. Если глубина. [c.111]

Левая и правая части неравенства (24) выражают в процентах соответственно изменения разности плотностей и вязкости, приходящееся на 1 °С. Для выполнения этого неравенства требуется, чтобы изменение вязкости данной нефти, приходящееся на 1 °С, было достаточно низким. Расчеты показывают, что даже при довольно высокой температуре оно еще имеет значение порядка 1%. В приведенном выше примере с ромашкинской и арланской нефтями снижение вязкости при повышении температуры с 130 до 150 составляет соответственнр 28,6 и 22,2% или в среднем на 1 °С - 1,4 и 1,1%. Даже для нефтей, вязкость которых изменяется сравнительно медленно, процентное снижение вязкости в области температур порядка 160 °С еще достаточно велико. Например, для туймазинской нефти, отличающейся весьма медленным изменением вязкости, находим, подставляя в правую часть неравенства (25) Г = 160, Го =-55, с=90, что снижение вязкости этой нефти при 160°С еще составляет0,45% на 1 °С. [c.45]

Газотурбинное топливо используется в газовых турбинах, установленных на стационарных и передЕижных электростанциях, речных и морских судах, локомотивах, а1зтомобилях. Оно готовится из дистиллятов коксования и термического крекинга и из фракций прямой перегонки нефти. Вязкость этого топлива не должна превышать 3°ВУ, а коксуемость — 0,5% (масс.). [c.330]

Для получения пластичных йпумов пригодны также остатки дгханов-ской, тэбукской, каиенноложской, бакинских и котуртепинской нефтей. Вязкость остатков при этом лежит в пределах 10 5-70 с, температура размягчения 21-41°С. [c.53]

Так, в Краснодарском крае давно известно и разрабатывается месторождение Зыбза-Глубокий Яр. Здесь в IV горизонте миоцена на северо-западе промыслового участка Зыбза имеется линзовидная залежь (лннэа С ) с нефтью вязкостью 2Па-с в пластовых условиях. Попытки разработать ее каким-либо из традиционных способов не увенчались успехом нефтеотдача и темпы добычи оказались весьма низкими. И это несмотря на то, что продуктивные отложения представлены сравнительно проницаемыми породами конгломератами, состоящими из неокатанных остроугольных обломков плотных мергелей, песчаников, доломитов, глин кавернозными, трещиноватыми доломитами и известняками трещиноватыми мергелями и глинами. Лишь небольшое распространение по объему линзы имеют пески и песчаники. По гидродинамическим исследованиям скважин, проницаемость колеблется от 1,5 до 115 мкм , что свидетельствует о развитой трещиноватости или наличии каверн. Насыщающая линзу нефть относится к тяжелой (плотность 975 кг/м ), высоковязкой и высокосмолистой (60% акцизных смол). [c.178]

Основной эффект присадки заключается в снижении турбу-леетности в потоке жидкости. При введении DR снижается количество энергии, расходуемое на покрытие потерь в турбулентном потоке, что приводит к увеличению производительности насосов. Присадка может работать только в трубопроводах с турбулентным ре жимом течения при числах Рейнольдса более 5000. Эффективность ее использования возрастает при транспорте легких сырых нефтей вязкостью не выше 60 сСт. Рабочий раствор СВК целесообразно использовать при скорости течения жидкости от 0,9 до 3,9 м/с, причем лучше будет работать СВК в трубопроводах с меньшим диаметром из-за более высокой турбулентности. Небольшой объем присадки может значительно повысить производительность трубопровода. Использование присадки СВК в коли- [c.212]

После разрушения породы, чтобы предотвратить закупорнва-]П1е путеч поступления нефти, вязкост), жилТкос ги понижают введением нефтяных сульфонатов. [c.138]

Например, при получении масла МС-8 из смеси западносибирских и.туймазинской нефтей, вязкость масляного дистиллята при 50°С должна быть в пределах 8,2+0,5 мм / . При снижении вязкости ниже 7,5 мм /с полученное депара-финированное масло не соответствует установленным требованиям по вязкости при 50°С /не ниже 8 мм /с/, а при вязкости дистиллята выше 9 мм /с - по низкотемпературной вязкости /не более 3700 мм /с при -40°С/. [c.13]

По данным [4], коэффициенты диффузии нефтерастворимых фракций ОП-10 в воде вязкостью 1 мПа-с при 293 К находятся в ин-тервгипе (0,2...0,3)-10 м7сут. Нетрудно подсчитать, например, что при той же температуре в пластовой нефти вязкостью 20 мПа с коэффициенты диффузии будут составлять (0,010...0,015)-10" м /сут. Если учесть, что Бысокосмолистые нефти являются аномально вязкими и индекс аномалий вязкости для них в пластовых условиях может достигать 10...20, то соответственно во столько же раз меньшими могут оказаться величины коэффициентов диффузии ПАВ в тих нефтях. [c.13]

В качестве исходного гудрона для составления смесей использовался типичный гудрон западноенЗирских нефтей вязкостью 24-28с при 80°С и плотностью 0,986-0,988 г/ем , применяемый для получения дорожных битумов улучшенных марок БНД по ГОСТу 22245. [c.85]

В опытах по вытеснению использовалась модель пластовой нефти. Для приготовления модели нефти применялась безводная дегазированная нефть из каширо-подольских отложений Вятской плош ади Арланского месторождения вязкостью 26,47 мПа С. Модель нефти готовилась путем добавления в дегазированную нефть очиш енного керосина. Для получения модели нефти вязкостью 12,95 мПа с добавляли 16% керосина. Отбор проб нефти из скважины производился в летнее время практически без контакта с воздухом. Охлаждение нефти ниже 18 °С не допускалось. [c.148]

Согласно данным табл. 3.12, при частоте магнитного поля 30 Гц и добавлении деэмульгатора СНПХ-4705 (100 г/т нефти) вязкость нефти снижается на 20 % (с 35,3 до 27,0 сСт через 1 ч после обработки). [c.86]

Микромодель полностью заполнялась трансформаторным маслом, моделирующим нефть (вязкость 96,5 мПа-с),и имела форму прямоугольника (54x36 мм) с примыкающими к боковым граням равнобедренными треугольниками (основание 36 и высота 15,5 мм). Закачка воды проводилась через вершину одного треугольника, истечение фаз — из вершины другого (расстояние между точками закачки и отбора 85 мм). Вытеснение проводилось при постоянном перепаде давления 0,003 МПа. [c.21]

За водонефтяным валом движутся мицеллярный раствор и проталкивающая жидкость. Нефтенасыщенность в тыльной части минимальна, а при оптимальных, условиях вытеснения близка к нулю, как это наблюдалось, например, в опытах П. И. Забродина (рис. 4.45). Модель представляла собой линейные образцы дл ИНой до 3,8 м из несцементированного песчаника проницаемостью 8—10 1мкм . Прокачка мицеллярного раствора обеспечивала практически полное вытеснение модели нефти вязкостью [c.178]

Кроме того, технол. масла используют для поглощения ароматич. углеводородов (сырой бензол) из коксового газа в коксохим. произ-ве (нефтяное поглотит, масло-легкая неочищенная фракция начало кипения 265 °С, вязкость 3,6-6,2 мм /с, т. заст. не выше — 20 °С), а также для 110глощения пыли из воздуха при его очистке фильтрами (висциновое масло-смесь легкого веретенного и тяжелого (илиндрового масел из малосернистых нефтей вязкость 19-24 мм /с, содержание смолистых в-в 6-10%, т. всп. не ниже 165 °С, т. заст. не выше — 20 °С, зольность 0,015%) для пропитки кож в кожевенном произ-ве (соляровая фракция) [c.562]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология