Нефть характеризующий фактор

Минимальная плотность циркулирующего котельного топлива вязкостью 220 сст при 50 °С может быть вычислена из характеризующего фактора сырья К, который представляет собой показатель, используемый для классификации нефтяных фракций и нефтей [21]. [c.173]

К сожалению, характеристики и методы испытания, обычно при-.меняемые для оценки качества нефтей, не позволяют с достаточной надежностью предсказать выход или качества битума, который мол<ет быть получен из данной нефти при помощи определенных процессов. Приближенным критерием для оценки потенциального выхода битума из данной нефти могут служить плотность нефти и ее коксуемость. Качество битума можно оценивать на основании характеризующего фактора тяжелых фракций нефти (см. табл. I). Для решения вопроса о возможности производства нефтяных битумов целесообразно переработать данную нефть в лабораторных условиях с получением образ- [c.201]

Нефть на земном шаре находится главным образом в некоторых местах Северной Америки и на севере Южной Америки, в Персидском заливе на Ближнем Востоке, в Каспийском море и в меньших количествах в Центральной Европе, на Малайском Архипелаге и на Дальнем Востоке, Обычно нефти характеризуют по их продуктивным площадям, а продуктивные площади по типу добываемых нефтей. Такой способ характеристики может считаться правильным до тех пор, пока глубина залегания и геологический возраст нефтей более или менее одинаковы однако эти факторы могут изменяться для разных нефтей даже в пределах одной и той же продуктивной площади. Можно считать (хотя это и не является общим правилом), что молодые в геологическом отношении нефти по составу ближе к предполагаемому исходному материалу. Такие нефти обладают более высоким [c.52]

Такое же деление нефтей делается на основе характеризующего фактора [И, 20, 123]. Характеризующий фактор для бензиновой и масляной фракций со средними температурами кипения 121 и 399°С определяется из уравнения, [c.90]

С достаточной степенью точности характеризующий фактор, определяемый по формуле (1,177), применим для описания физических свойств продуктов первичной переработки нефти при использовании для каталитических и некоторых синтетических продуктов, содержащих значительные количества олефинов, диолефинов или ароматических углеводородов, формула (I, 177) дает недостаточно точные результаты. [c.52]

Содержание серы влияет на форму кривой ИТК нефти. Это влияние в какой-то степени маскируется одновременным влиянием характеризующего фактора и плотности нефти, но при одинаковом характеризующе.м факторе выявляется отчетливо. При повышении содержания серы в нефти температуры выкипания фракций повышаются, что видно на примере нефтей с характеризующим фактором, различающимся в небольших пределах — от 11,89 до 11,95, и особенно заметно для высококипящих фракций (рис. 58). Это объясняется более высокими температурами кипения сернистых компонентов по сравнению с их аналогами или соответствующими углеводородами и повышенным содержанием сероорганических соединений в тяжелых фракциях [128]. [c.91]

Для парафиновых нефтепродуктов (гач, петролатум, рафинаты, фильтраты, фракции парафинистых и высокопарафинистых нефтей) характеризующий фактор равен 12,5-13,0 для нафтеноароматических фракций 10,0-11,0. [c.10]

Нефтяные дистилляты также добавляются в количествах до 25% и выше к латексу нри производстве бутадиенстирольного синтетического каучука. Для маслонаполненного каучука применяются дистилляты, богатые ароматикой. Ими обычно являются высококипящие фракции из соответствующих сырых нефтей. Они, как правило, не содержат парафина, выкипают в пределах 420—510° С, их характеризующий фактор колеблется от 10,5 до 11,6, индекс вязкости у них ниже нуля, бромные числа — от 6 до 30, а плотность колеблется в пределах от 0,9 до 1,05 [54-60]. [c.564]

Рис. 8. График для определения теплоты сгорания жидких углеводородных фракций нефти до жидкой воды (высшей теплоты сгорания), р — отношение плотностей нефтепродукта при 20 °С и воды при 4 °С числа на кривых — характеризующий фактор К=1,21бУ"7+273/р , где / — средняя температура кипения фракции.

При изучении свойств нефти интересно также оценить температуру, необходимую для производства битумов перегонкой. Эта температура (в пересчете на атмосферное давление) связывается с характеризующим фактором следующей приблизительной зависимостью [140] [c.95]

Каждое нефтяное месторождение характеризуется своим газовым фактором. Высоким газовым фактором характеризуются месторождения легкой нефти. Газовый фактор может быть небольшим и тогда, когда при эксплуатации месторождения наблюдается прорыв газа в продуктивные скважины из газовой шапки пласта или газосодержащих горизонтов. Имеются также месторождения с очень низким газовым фактором. [c.562]

Существует понятие критической температуры начала коксования труб (/кр), которая связана с характеризующим фактором К, определяющим степень парафинисто-сти сырья. Чем выше К и, следовательно, чем больше в сырье парафиновых углеводородов, тем ниже область критических температур начала закоксовывания труб. Так, для парафинистого сырья с К—11,8 область критических температур, в которой начинается закоксовывание труб, равна 426—454 °С. Для менее парафинистого сырья с =11,3 область критических температур 454— 478 °С. Значение /кр для крекинг-остатка примерно на 10 °С ниже, чем для гудрона той же нефти. [c.165]

В том случае, когда пласт нефти характеризуется высоким газовым фактором и нефть содержит большое количество газа, необходимо отбирать пробу в посуду большей вместимости (например, обычное ведро). При помешивании дать выделиться газу и только после этого слить нефть в приготовленную емкость. [c.19]

Важным топливным ресурсом и источником сырья для нефтехимического синтеза является также нефтяной газ, выделяет мый из нефти при ее добычи и обработке. Газонасыщенность нефтей характеризуется газовым фактором. [c.6]

Рис. 59. График для определения высшей теплоты сгорания жидких углеводо родов нефти цифры на кривых — значения характеризующего фактора.

Единственный путь для получения правильного представления о нефти состоит в том, чтобы анализировать в отдельности все фракции и остаток и затем систематически обработать результаты анализа. В связи с этим мы можем рассмотреть в качестве аналитических методов определения характеризующего фактора и индекса корреляции . [c.27]

Влияние химической природы нефтей и нефтяных фракций на их физико-химические свойства учитывают с помощью так называемого характеризующего фактора К. [c.11]

Величина характеризующего фактора К для парафинистых нефтей и нефтяных фракций лежит в пределах 12,5—13,0, для нафтеноароматических /С = 10—11, для сильно ароматизированных— 10 и ниже. [c.12]

Глава 1 РАСЧЕТ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И СОСТАВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 1.1 КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ. СРЕДНЯЯ ТЕМПЕРАТУРА КИПЕНИЯ. ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЙ ФАКТОР [c.2]

Среднее суммарное содержание смолисто-асфальтовых веществ в нефти снижается с погружением залежи, причем тем резче, чем древнее вмещающие отложения. В молодых (кайнозойских) нефтях средняя концентрация смол падает с увеличением глубины залегания незначительно, а концентрация асфальтенов даже возрастает, вследствие чего отношение смолы/асфальтены с глубиной снижается. В случае мезозойских нефтей та же тенденция становится более ощутимой на больших глубинах (>3000 м). Связь концентраций ВМС в сырой нефти и их вещественного состава с глубиной залегания наиболее четко проявляется в палеозойских отложениях, содержащих на малых глубинах в среднем самые смолистые (возможно, вторично окисленные или осерненные [455, 951]) нефти, характеризующиеся максимальными концентрациями асфальтенов, особенно нефти из карбонатных коллекторов. Действие на эти нефти глубинного фактора (катагенетические изменения) приводит к тому, что на глубинах, превышающих 1000 м, среднее содержание в них асфальтенов уменьшается быстрее, чем содержание смол, и, в отличие от мезокайнозойских нефтей, величина отношения смолы/асфальтены здесь заметно растет с погружением. В среднем наименьшие концентрации смо- листо-асфальтовьгх веществ и наивысшие значения рассматриваемого отношения оказались характерными для самых древних (кембрийских) нефтей. Эти результаты в общих чертах иодтверж- [c.183]

Вопросам исследования обводнения и выработки запасов залежей посвящены многочисленные работы. Но до сих пор по этому вопросу нет единого мнения, так как па исследования подобного рода накладывается взаимовлияние всевоэл10жных геолого-технологических факторов. Одной из таких причин в рассмотрении решения проблемы является вопрос о плотности сетки скважин, так как плотность сетки скважин существенно влияет на темпы добычи нефти, обводненность продукции скважин и выработку запасов. Это положение правомочно как по залежам нефти, характеризующимися значительной неоднородностью и содержанием высоковязкой нефти, так и по залежам маловязких нефтей с однородным строением коллектора. [c.209]

Для узких фракций в качестве средней температуры кипения допускается использовать температуру 50% отгона нри разгонке но ГОСТ 2177—66, По данным Нельсона, нарафинистые нефти имеют характеризуюш,ий фрактор 12,15—12,9 нафтенового основания — от 10,5 до 11,45 значения характеризующего фактора 11,5—12,1 свойственны нефтям промежуточного типа . Несмотря на приблизительность подобной классификации значения фактора К широко используют за рубежом для характеристики нефтей и нефтепродуктов. [c.54]

Плотность. Это одна из важиейщих и щироко употребляемых характеристик нефтей и их фракций. Она связана с составом нефти и определяется им. По известному значению плотности могут быть определены многие свойства нефтяных фракций. Так, плотность используется для вычисления характеризующего фактора, молекулярной массы, для определения тепловых и других свойств нефтяных фракций. По данным [41] из 1000 нефтей СССР около 85 % имеют плотность 0,81—0,90, хотя встречаются нефти легче и тяжелее указанных пределов, например нефть месторождения Атабаска (Канада) имеет плотность 1,027, Джела (Италия) — 1,019, а Гуаируй (Боливия) —0,75 [20]. [c.18]

Книга ставит основной задачей показать состав нефтей как следствие необратимых превращений ее компонентов, вследствие чего нефть характеризуется рядом закономерностей в составе и распределении компонентов углеводородного и гетерогенного состава. В целом нефть рассматривается как природный объект, отражающий в себе влияние перераспределения энергии углеводородов, а также различных внешиих факторов в обстановке нефтяного месторождения. [c.2]

Все нефти содержат большее или меньшее количество метановых углеводородов, в некоторых нефтях содержание их достигает 50—60% и больше, в Д]зугих — падает до нескольких процентов. Это и дает основание говорить о типе метановых нефтей, характеризующихся и другими признаками, важными для этого тина, например, постоянным высоким содержанием парафина в таких нефтях, большими выходами бензина и т. п. Ранее отмеченное падение удельного веса с глубиной залегания нефтяного месторождения, а также с увеличением геологического возраста говорит о накоплении метановых углеводородов в тех нефтях, которые уже прошлв значительный путь метаморфизма. Об этом же говорит и величина газового фактора, достигающего больших значений в случае метановых нефтей. [c.32]

А—грозненская парафиновая нефть Б —грозненская Сеспарафииовая нефть /С — фактор, характеризующий содержание парафиновых углеводородов в топливе —С Н2,г-ь2 ш-СцЩа-й +- пЩп (Циклопропаны) — [c.23]

Ароматические углеводороды I фракции остатка нефти АВд в молекулах содержат одно ароматическое и до 4 нафтеновых колец. В парафиновой части находится более 15 атомов углерода, образующих длинные разветвленные звенья (Су = 6,5). Степень замещенности ароматического кольца данного образца самая высокая (Од = 0,80), фактор ароматичности равен 0,05, всего 17,4% атомов углерода приходится на ароматическую часть. Первая хроматографическая фракция остатка юрской нефти характеризуется высокой общей цикличностью, большим содержанием в молекулах аренов нафтеновых колец, число которых достигает 9. Алифатическая часть представлена метильпыми группами, которые находятся у нафтеновых колец (общее содержание С = 12,4, терминальных атомов углерода — 11,4). Соотношение Сн и указывает на то, что нафтеновые кольца не соединены в единый полициклический блок, а, по всей вероятности, изолированы друг от друга посредством мости- [c.68]

Качество газойлей коксовагшя изменяется в зависимости от качества исходного сырья. Например, характеризующие факторы изменяются от величины 11,98 для нефти Панхендла до 11,04 для сырья Колевилла. [c.410]

Характеризующий фактор представляет собоГ функцию физических величин, дающую некоторое представление о характере нефти или нефтепродукта и позволяющую приближенно предсказать поведение сырья в условиях каталитического крекинга. Значение этого фактора вычислено по уравнению [c.144]

Процесс гидрообессеривания остаточного сырья характеризуется рядом специфических особенностей. Это большие диффузионные затруднения дпя протекания основных реакций, обусловленные наличием значительной жидкой фазы в зоне реакции и большими размерами молекул сырья. Другой важный фактор - быстрая дезактивация катализатора, обусловленная высоким содержанием коксообразующих и металлсодержащих соединений. Все это резко снижает м >фективность реакции удаления серы. В качестве примера могут быть приведены результаты изучения влияния металлсодержащих порфиринов и асфальтенов на степень гидрогенолиза тиофена. В качестве модельного соединения использован протопорфирин IX диметилэф1фа и асфальтены, выделенные из нефти. Добавление соответственно 6 и 4% этих веществ в гаофен снижает степень его превращения с 72% до нуля (рис. 3.8) [100]. В этой работе показано, что для асфальтенов более характерно отложение на внешней поверхности гранулы катализатора вввду больших размеров их частиц и ассоциатов (до 4—5 нь и, соответственно, создание условий для больших диффузионных затруднений в процессе. Порфирииы, хотя и в большей степени проникают в поры катализатора, также отрицательно влияют на реакции удаления серы из тиофена. [c.113]

СНг- и СНз-групп, изотопному составу углерода этой фракции, соотношению бензольных, нафталиновых и фенантреновых У В, по различиям в индивидуальном составе полициклических аренов [1]. Параметры, характеризующие структуру УВ, как показали данные корреляционнорегрессионного анализа [5, 11], имеют наименьшую тесноту связи с геологическими условиями залегания, т. е. они меньше всего подвержены влиянию внешних факторов. Изучение УВ высококипящих фракций нефтей позволило установить сходство между нефтями и ОВ пород в пределах одного и того же стратиграфического комплекса. Так, в ряде регионов (Предкавказье, Волго-Урал) наблюдалась близость между нефтями и ОВ материнских пород по таким показателям, как число нафтеновых циклов в молекуле парафино-нафтеновой фракции, индивидуальный состав полициклических ароматических УВ, и. с. у. нефтей и фракций. Отмечается однонаправленность изменений этих параметров по разрезу как в нефтях, так и в ОВ, что свидетельствует об их унаследованности нефтями от ОВ материнских пород. [c.10]

В настоящее время в СССР и за рубежом находят применение или изучаются более 20 новых методов повышения нефтеотдачи. Эффективность применения того или иного метода увеличения нефтеотдачи определяется как практически постоянными в процессе разработки свойствами пласта и флюидов (состав, вязкость, плотность нефти минерализация исходной пластовой воды проницаемость, степень неоднородности, тип коллектора и т. д.), так и переменными факторами, в частности, содержанием остаточной нефти и водонасыщенности на начало внедрения метода [6]. В табл. 8 даны пределы применимости методов. Из этих данных следует, что целесообразность внедрения любого метода возрастает с ростом остаточной нефтенасыщенности. Вместе с тем из сравнения методов видно, что такие методы, как закачка СОз, циклическое и ми-иеллярное заводнения и др., перспективны на поздней стадии разработки месторождений, характеризующейся высокой степенью водонасыщенности, а закачка водорастворимых ПАВ и полимеров, нагнетание пара — в начальные периоды разработки залежи или площади. [c.64]

Для понимания механизма формирования углеводородного состава нефтей важным является факт первичного (протекающего на ранних этапах катагенеза) образования углеводородов с перегруппированной структурой. Поскольку скелетная перегруппировка сте-ренов характерна лишь для ненасыщенных систем, последняя должна прекратиться после насьпцения углеводородов посредством перераспределения водорода. Образование изостеранов, напротив, является уже вторичным процессом, протекающим и в насыщенных системах. Таким образом, соотношение изо/а-стераны рассмотренное в главе 3, действительно является фактором, характеризующим глубину катагенного созревания нефтей. [c.211]

На рис. 32 представлена первоначально предложенная автором схема зональности образования нефти и газа по разрезу толщи осадочных пород. Приведенные кривые характеризуют интенсивность образования углеводородов. В верхней биохимической зоне образуется метан, но он рассеивается в атмосферу. Биохимические процессы быстро затухают по мере уг.тубления, но при этом повышается температура. В среднем примерно с глубин i—i,Ъкм начинается термокаталитическая зона, где температура и катализ становятся важнейшими факторами преобразования органического вещества. В верхней части этой зоны до глубин 6—7 км образуются нефть и углеводородный газ. Первоначально возникшая смесь нефтяных углеводородов подвергается здесь дальнейшим изменениям. [c.75]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология