Cтраница 2
Было замечено, что высокосмолистые нефти дают гораздо меньше отложения парафина, чем малосмолистые. При выяснении причин этого оказалось, что асфальто-смолистые вещества адсорбируются кристаллами парафина и образуют защитную оболочку, препятствующую дальнейшему росту кристалла и смыканию его с другими кристаллами. [16]
Окисленные битумы из остатков высокосмолистых нефтей имеют большую плотность, чем битумы с той же температурой размягчения из высокопарафинистых нефтей. Температурный коэффициент изменения плотности ( а) при нагреве на 1 С для битумов составляет в среднем 0 0006 г / ( см3 град. Этим коэффициентом пользуются тогда, когда необходимо битум из объемных единиц пересчитать в массовые. [17]
В результате деасфальтизации гудронов высокосмолистых нефтей получают в среднем 28 - 30 % деасфальтизата, считая на гудрон. При переработке гудронов малосмолистых нефтей выход деасфальтизата составляет 70 - 86 вес. [18]
Кривые распределения асфаль. [19] |
В некоторых залежах отмечаются зоны высокосмолистой нефти, обладающей большими плотностью и вязкостью. [20]
Этого оказалось недостаточно на заявках высокосмолистых нефтей. На таких залежах квчаля широко практиковать бурение уплотшю-скважин. [21]
В некоторых залежах отмечаются зоны высокосмолистой нефти, обладающей большими плотностью и вязкостью. Такие зоны обычно находятся у водонефтяного контакта. Особенно развиты зоны высокосмолистой и малоподвижной нефти в залежах с подошвенной водой и большой площадью ВНК. Тяжелая битумоподобная нефть у ВНК обнаружена в ишимбайских залежах известняков турнейского яруса в Башкортостане, Оренбургской области и других районах. Предполагается, что осмоление нефти в этих зонах произошло в результате окисления ее под действием сульфатов контурных вод и микроорганизмов. [22]
На гудронах мало - и высокосмолистых нефтей изучали влияние конструктивных размеров ( высоты экстракционной зоны, высоты и числа секций насадки) и числа оборотов роторных дисков на разделяющую и пропускную способность РДК. [23]
Остаточные гудроны получают при атмосферно-вакуумной перегонке высокосмолистой нефти после отбора бензина, керосина и масляных фракций. Они представляют собой черные твердые или почти твердые при нормальной температуре вещества темного или темно-коричневого цвета. [24]
Наиболее существенное влияние на показатели разработки залежей высокосмолистых нефтей оказывает аномально-вязкие свойства нефтей. Влияние этих свойств нефтей на процессы фильтрации в неоднородных пластах изучено пока недостаточно полно. [25]
Разработан аналитический метод выделения асфальто-смолистых веществ из высокосмолистых нефтей и остатков от их перегонки, позволяющий получать сравнительные данные по содержанию асфальто-смолистых веществ. [26]
Отделение воды и солей, особенно из высоковязких и высокосмолистых нефтей, представляет чрезвычайно трудную задачу. [27]
Высокопарафинистые ( 6 - 25 %) и высокосмолистые нефти при сравнительно высокой температуре ( 20 - 30 С) теряют свою подвижность. При снижении температуры вязкость существенно возрастает. Это затрудняет пуск нефтепровода после его остановки, требует применения насосов, рассчитанных на высокие давления. Для облегчения транспортирования таких высоковязких и застывающих нефтей ( эмульсий) их подогревают или вводят реагенты, понижающие вязкость пристенных слоев нефти. Блочные автоматизированные печи подогрева нефти устанавливают на выкидных линиях ( устьевые нагреватели типов УН и ПТТ), на сборных коллекторах ( печи подогрева типа ПП и подогреватель трубопроводный типа ПТ) и на магистральных трубопроводах. Нефтяной газ сжигают в печах, которые обеспечивают нагрев до 70 С при рабочем давлении до 1 6 - 16 МПа. [28]
Для оценки параметров вязкоупругой модели, описывающей фильтрацию высокосмолистых нефтей в пористой среде, были обработаны результаты лабораторных и промысловых гидродинамических исследований методом детерминированных моментов. [29]
Обогрев стенки печи, используемый только при перегонке высокосмолистых нефтей, включают с помощью автотрансформатора 6 ( см. черт. Через 30 - 40 мин обогрев стенки печи выключают. [30]