Молекулярная масса - нефть
Cтраница 3
Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти ( и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо раство римых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. [31]
 |
Кривые разгазирования новодмитриев-ской нефти ( по данным ВНИИ. [32] |
Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти ( и плотности) давление насыщения увеличивается. [33]
Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти ( и плотности) этот параметр увеличивается. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться. Из графика, приведенного на рис. III.19, следует, что во избежание больших ошибок давление насыщения необходимо определять при строгом соблюдении температурных условий пласта. [34]
В нефти диоксид углерода растворяется значительно лучше, чем метан и азот. Растворимость С02 в нефти тем выше, чем выше давление, ниже молекулярная масса нефти и содержание в ней метана и азота. Диоксид углерода лучше растворяется в парафиновых углеводородах, чем в нафтеновых, а тем более в ароматических. Как видно из рис. 3.5, при увеличении температуры от критической до 200 С критическое давление диоксида углерода с углеводородами увеличивается, что свидетельствует об уменьшении растворимости С02 в нефти. Жидкий диоксид углерода при температурах ниже критической полностью смешивается с легкими парафиновыми углеводородами и их смесями вплоть до С12Н26, с более тяжелыми углеводородами смешиваемость ограниченная. [35]
 |
Зависимость растворимости двуокиси углерода R в воде от давления при разных температурах.| Зависимость вязкости воды ( лв от концентрации двуокиси углерода Ссо 2. [36] |
Двуокись углерода растворяется в нефти значительно лучше метана. Растворимость СО2 в нефти увеличивается с ростом давления и уменьшением температуры и молекулярной массы нефти. Содержание метана или азота снижает растворимость СО2 в нефти и повышает давление смесимости. Нефти с высоким содержанием парафиновых углеводородов лучше растворяют СО2, чем нефти с высоким содержанием нафтеновых и, тем более, ароматических углеводородов. [37]
Давление, при котором газ начинает переходить из растворенного в нефти состояния в свободное ( возрастающее с увеличением соотношения объемов растворенного газа и нефти, также с ростом температуры, молекулярной массы нефти и количества компонентов газа, плохо растворимых в нефти, особенно азота) ( близк. [38]
Эта величина характеризуется коэффициентом набухаемости нефти bs - отношением объема нефти, насыщенной двуокисью углерода при температуре t и давлении ps, к объему нефти без двуокиси углерода при атмосферном давлении и той же температуре. Графическая зависимость коэффициента набухаемости нефти от молярной доли двуокиси углерода представлена на рис. 111.11. Молярный объем дегазированной нефти определяется как отношение молекулярной массы нефти к ее плотности. [39]
Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0 2 до 2000 мПа с и более. Наиболее распространены значения 0 8 - 50 мПа - с. 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. [40]
Таким образом, Ж нефти, рассчитанная без учета газа, практически совпадает с экспериментальным значением, подтверждая тем самым, что в наблюдаемом несоответствии расчетных и экспериментальных значений последнее завышено из-за исключения из процесса определения наиболее легкокипящих компонентов. Из этого следует, что при исследовании нефтей и при расчетах, связанных с ректификацией нефтей, следует использовать значение ММ нефти, определенное путем расчета по экспериментально определенный ММ фракций и остатка. Это значение ближе к истинному, чем экспериментальное. При этом, как видно по данным табл. 2, не имеет значения, до какой глубины проводилась разгонка, так как расчет по фракциям и остаткам разной глубины отбора дает практически одинаковые значения молекулярной массы нефти. [41]
Средняя молекулярная масса нефти также является приближенной характеристикой. Поскольку этот показатель зависит от молекулярной массы и относительного содержания компонентов, то нефти с повышенным содержанием светлых обладают обычно невысокой молекулярной массой. Однако не меньше, чем фракционный состав нефти, на ее молекулярную массу влияют содержание смолистых веществ и групповой химический состав. Молекулярную массу нефти определяют обычно криоскопическим методом. [42]
Страницы: 1 2 3