Стабилизированная нефть
Cтраница 2
В качестве продукции разработки нефтегазоконденсатных месторождений принимается обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть и газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений. [16]
Не допускается в качестве даже временного заменителя мазута использование сырых и стабилизированных нефтей на электростанциях, оборудование которых не приспособлено к их сжиганию. [17]
 |
Зависимость градиента динамического давления сдвига от содержания компонентов газа. [18] |
В табл. 34 и на рис. 36 приведены некоторые результаты опытов по фильтрации стабилизированных нефтей, содержащих различное количество асфальтенов после растворения в них азота, метана и этана. Как видно из табл. 34, градиенты динамического давления сдвига для стабилизированных нефтей небольшие. Чем больше содержится асфальтенов в дегазированной нефти, тем выше градиент динамического давления сдвига. [19]
Подобная методика используется Органиком при нахождении средней температуры кипения нерасчлененной части ДБК или стабилизированной нефти в расчете критических свойств смеси. [20]
 |
Суммарная выработка углеводородов ( в тыс. т / год. [21] |
В связи с этим целесообразно поставить вопрос об изучении возможности специальной закачки в стабилизированную нефть бутана. [22]
Из данных, приведенных в табл. 6.29, видно, что содержание легких углеводородов в стабилизированной нефти увеличивается. [23]
Результаты вычислений свидетельствуют о пригодности эмпирических зависимостей для расчета предельного динамического напряжения сдвига пластовых и стабилизированных нефтей каменноугольных отложений Башкирии и Татарии. [24]
Сравнительно небольшие отклонения вычисленного значения предельного динамического напряжения сдвига от экспериментальных величин наблюдается также и для стабилизированных нефтей из девонских отложений. Следовательно, методику, разработанную применительно к пластовым нефтям из каменноугольных отложений, нельзя ийпользовать для вычисления предельного динамического напряжения сдвига нефтей, отобранных из девонских отложений. [25]
Технология разгазирования, физические свойства нефти и другие факторы также значительно влияют на фракционный состав получаемой стабилизированной нефти. [26]
 |
Схема установки стабилизации. [27] |
Сырье, поступающее с промысловых установок подготовки, проходит через теплообменники Т-1, где подогревается уже стабилизированной нефтью, и паровые подогреватели Т-2. Подогретая нефть поступает в ректификационную колонну-стабилизатор К-1. Уходящие с верха стабилизатора легкие углеводороды конденсируются в конденсаторе-холодильнике ХК-1 и поступают в емкость Е-1. С верха стабилизатора уходят углеводороды от Ci до Cs включительно. В ХК-1 конденсируется не весь продукт, уходящий с верха К-1, поэтому в Е-1 происходит разделение смеси, поступившей из конденсатора, на газ и жидкость. [28]
Для изучения влияния асфальтенов и порфиринов нефти на вытеснение ее из пористой среды были использованы дегазированная, стабилизированная нефть скв. Арланского месторождения, та же нефть, лишенная асфальтенов, и так называемая нефть без порфиринов, для получения которой нефть деасфаль-тировали, из осажденных асфальтенов извлекали порфирины, асфа льтены растворяли в бензоле и раствор смешивали с нефтью. [29]
В заключение отметим некоторые особенности приемно-слив-ных устройств электростанций при использовании в качестве топлива низкосортной высокосернистой сырой или стабилизированной нефти. [30]
Страницы: 1 2 3 4