Состав - тяжелый компонент
Cтраница 1
 |
Гибкий технологический комплекс по производству стирола и а-метил. [1] |
Состав тяжелых компонентов ( продуктов уплотнения ароматических углеводородов, так называемых термоконтактных смол) вависит от режимов дегидрирования, деструкции, применяемых катализаторов, ингибиторов и других факторов. [2]
В таблице 1 приведены состав тяжелых компонентов нефти и физико-химические свойства исследуемых нефтей. [3]
 |
Зависимость коэффициента нефтеизвлечения т из карбонатов каширского горизонта от скорости движения v жидкостей на Арланском месторождении. [4] |
В работе [108] проведено исследование состава тяжелых компонентов нефти вытесняемой водой и оторочками CU2 применительно к условиям пласта Бг Радаевского месторождения. [5]
Тяжелые углеводороды ( Се и выше) Состав тяжелых компонентов пирогаза исследован мало. В большинстве случаев бывает известна суммарная концентрация углеводородов С5, что для проектирования узлов выделения тяжелых углеводородов совершенно недостаточно. Как минимум, надо иметь следующие данные: средний молекулярный вес суммы углеводородов С5, кривую температурной разгонки их и общий химический состав - парафины, олефины, циклические углеводороды. [6]
Вначале задают предполагаемое значение давления схождения, что позволяет найти константы равновесия, количество и состав сосуществующих фаз. Полученный состав жидкой фазы используют для нахождения состава условного тяжелого компонента, что позволяет найти затем давление схождения. [7]
ПАА оказывает АСПО Радаевского месторождения, но степень механической деструкции ПАА в присутствии АСПО для разных месторождений различна. Необходимо отметить, а данной стадии исследования связи между составом тяжелых компонентов отложений и степенью механической деструкции ПАА не обнаружено. В то же время нефть, взятая из скв. Радаевского месторождения, даже несколько увеличивает стабильность ПАА в гидродинамическом поле. Можно предположить, что одним из основных деструктирую-щих агентов в составе АСПО могут явиться железоасфальтено-вые комплексы, образующиеся в результате закачки сточной воды с высоким содержанием FeS и механических примесей, а также соляно-кислотных обработок скважин. Данные гипотезы были проверены следующими опытами. [8]
Выше было отмечено, что в многокомпонентной системе при постоянной температуре ( но переменном составе) существует не одна критическая точка, а целая область критических точек. Принятый способ выбора критической точки, определяющей величину давления схождения, не единственно возможный, однако-не существует принципиальных оснований для какого-либо определенного способа выбора указанной критической точки. Принятый способ определения давления схождения по составу условного тяжелого компонента жидкой фазы сравнительно прост. Приближенная корреляция констант равновесия с помощью принятого давления схождения имеет эмпирический характер. Атлас констант равновесия приспособлен к принятому и описанному выше способу определения давления схождения. Другие способы определения давления схождения не имеют принципиальных преимуществ перед принятым способом. [9]
Давление схождения по методу Линоира определяют по составу равновесной жидкой фазы. За давление схождения принимается критическое давление псевдобинараой системы, составленной в отличие от метода Хеддена из гипотетического легкого и гипотетического тяжелого компонентов. Гипотетический легкий компонент состоит из компонентов смеси, темгаература кипения которых меньше температуры кипения наиболее высококипящего комшонента. В состав гипотетического тяжелого компонента входят компоненты смеси с температурой кипения, превышающей температуру кипения самого низкокипящего компонента. [10]
Так, для Усть-Балыкского месторождения количество смол и асфальтенов в 1 67 раза превышает проектное. На Южно-Сургутском месторождении количество смол увеличилось в 1 56, а асфальтенов в 1 53 раза. В случае Мамонтов-ского месторождения количество смол увеличилось в 1 44, а асфальтенов в 1 35 раза. Такое изменение состава тяжелых компонентов нефти приводит к изменению во времени ее коллоидной структуры и реологических характеристик, что сказывается на характере фильтрации водонефтяных потоков в пласте в целом и в призабойной зоне пласта в особенности. [11]
Страницы: 1