Молекулярная масса - нефть
Cтраница 2
Полученные коэффициенты корреляции приведены в табл. 1.31. Установлена сильная корреляционная связь между молекулярной массой нефти и ее плотностью, между параметрами фракционного состава и содержанием смол и асфальтенов. Содержание парафина оказывает слабое влияние - на молекулярную, массу нефти. Следует отметить, что содержание парафина плохо коррелируется и с перечисленными параметрами, характеризующими состав нефти. Остальные факторы сильно коррелируют между собой. [16]
Применение этого метода на практике затрудняется вследствие того, что необходимо иметь точные данные по молекулярной массе нефти. [17]
Давление насыщения возрастает с увеличением соотношения объемов растворенного газа и нефти, с ростом температуры, молекулярной массы нефти и количества компонентов газа, плохо растворимых в нефти, особенно азота. [18]
На основе данных исследования 80 нефтей различного состава проводился корреляционный анализ с целью установления связи между молекулярной массой нефти ( Мн) и параметрами ее состава, в качестве которых были взяты: плотность нефти ( рн), г / м3, отношение объемного выхода фракций нефти, выкипающих в пределах 100 - 200 С, к объемному выходу фракций, выкипающих в пределах 200 - 300 С, объемный выход фракций нефти, выкипающих в пределах НК 300 С, %, массовое содержание в нефти силикагелевых смол, асфальтенов и парафинов. [19]
 |
Пример расчета плотности узких остаточных фракций самотлорской нефти. [20] |
Разгонка по ИТК самотлорской нефти ( смеси) в аппарате АРН-2 и характеристики полученных фракций приведены в табл. 2.11. Молекулярная масса нефти 194 определена для фракций до 500 С. [21]
Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов, особенно высокомолекулярных; возрастает с увеличением давления, повышением молекулярной массы нефти, с увеличением количества растворенного азота. [22]
 |
График зависимости a. / [ lg ( / / AA ]. [23] |
При определении значений А6 начальный объемный коэффициент пластовой нефти Ь0 может быть принят по результатам анализов глубинных проб нефти, отобранных в первых скважинах, вскрывших залежь, либо рассчитан по данным о молекулярной массе нефти, фракционном составе газа, растворенного в нефти, плотности газа по воздуху. [24]
Вязкость нефтейв пластовых условиях различных залежей изменяется в широких пределах ( от 0 1 мПа - с - для очень легких нефтей, близких к конденсатным, до 2 мПа - с - для нефтей средней плотности и 380 мПа с и более - для тяжелых нефтей) в зависимости от их химического состава и условий залегания. Повышение молекулярной массы нефти обусловливает увеличение ее вязкости. [25]
Давление насыщения зависит от состояния объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти давление насыщения увеличивается. [26]
В нефти присутствуют в основном пяти - и шести-членные нафтены. Содержание нафтенов растет по мере увеличения молекулярной массы нефти. [27]
 |
Номограмма для определения минимального давления смешивания смеси СО. [28] |
При этом следует знать температуру и молекулярную массу нефти. [29]
Физико-химические свойства нефти ( плотность, содержание асфальтенов, смол, бензиновых фракций, вязкость, давление насыщения, газовый фактор) изменяются по глубине от залежи к залежи. Как правило, с глубиной залегания уменьшается молекулярная масса нефти, содержание в нефти смол и асфальтенов, увеличивается газонасыщенность. Это приводит к изменению с глубиной плотности, вязкости и ряда других реологических характеристик. Если же в разрезе встречаются коллекторы нефти с резко различающимися свойствами ( например, трещиноватые, кавернозные), то свойства нефти в них могут не следовать этим закономерностям. [30]
Страницы: 1 2 3