Главная -> Словарь

Значениям плотности

Пусть пг , ..., пр , Т , v — точные решения системы , соответствующие точным значениям параметров сх, ..., cq и принятым начальным условиям . Пусть га? , ..., п°р , Т° , у° — приближенные решения системы , соответствующие принятым приближенным значениям параметров cj, . .., с? и прежним начальным условиям. С точностью до малых высшего порядка можно полагать:

Пусть пг , . . . , пр , v , Т — точные решения системы , соответствующие точным значениям параметром ct, . . ., cq и принятым начальным условиям . Пусть nj , . . ., п° , v° , Т° — приближенные решения системы , соответствующие принятым приближенным значениям параметров с°, . . ., с° и прежним начальным условиям. С точностью до малых высшего порядка можно полагать

В.Д.Барский разработал методику прогноза прочности кокса, основанную на химико-технологических показателях свойств углей, без учета петрографических характеристик. Методика предусматривает расчет только остатка кокса в большом колосниковом барабане и содержания класса 0—10 в подбарабанном продукте. По сравнению с предыдущими методиками эта не содержит каких-либо ограничений области применения по гамме прогнозируемых углей или значениям параметров прогноза, в то время как методики, учитывающие петрографический состав, ограничиваются применением к углям одного или двух-трех определенных угольных бассейнов.

необходимых для сходимости оценок к истинным значениям параметров.

Для взрывоопасных технологических объектов предусматривается предаварийная сигнализация по значениям параметров, определяющих взрывоопасность объектов. При предаварийной сигнализации должны осуществляться:

Залежь нефти находится в условиях невысокого пластового давления и повышенной температуры. Значения всех параметров данной нефти весьма близки к значениям параметров средней нефти. Вязкость нефти низкая.

Пластовые нефти участка Дагаджик исследовали по пробам из горизонтов III и IV. Залежи этих нефтей находятся в условиях умеренных пластовых давлений и несколько повышенных температур. В этих условиях нефть характеризуется значениями параметров, близкими к значениям параметров средней нефти. Вязкость нефти относительно невелика.

Залежи нефти находятся в условиях умеренных и повышенных пластовых давлений и температур. По значениям параметров нефти верхнего и нижнего горизонтов незначительно различаются между собой. Нефти эти по сравнению со средней нефтью имеют пониженные значения газосо-держания, вязкости и коэффициента растворимости газа в нефти. Нефть XXII горизонта характеризуется аномально высоким газосодержанием , низкими значениями плотности и вязкости. Следует также отметить повышенные значения коэффициентов а и Ь.

Залежь нефти находится в условиях средних пластовых давлений и повышенных температур. По значениям параметров эта нефть существенно отличается от средней нефти. Нефть имеет относительно высокое газосодержание, низкие значения плотности и вязкости, а также повышенные значения объемного коэффициента и коэффициента растворимости газа в нефти.

Залежи нефти месторождения Шхунное находятся в условиях невысоких давлений и температур. Нефти двух верхних пластов близки между собой по свойствам. Они характеризуются невысоким газосодержанием, несколько повышенной плотностью и сравнительно высокой вязкостью . Нефть нижнего горизонта имеет более высокое газосодержание, а в целом по значениям параметров она ближе к средней нефти.

Произведение констант сополимеризации равно единице, это приводит к практически идеальной сополимеризации этих мономеров. Из этого следует, что присоединение мономеров к растущему радикалу протекает по закону случая. По схеме "Q - е" рассчитаны значения е = 0,60 и Q = 0,43. По этим значениям параметров бензилиденфталид очень близок к метилакрилату .

Имеется стандартный метод расчета удельной теплоты сгорания углеводородных топлив, в том числе и бензинов по значениям плотности и анилиновой точки . Низшую удельную теплоту сгорания рассчитывают по уравнению:

Суммарное содержание ароматических углеводородов в реактивных топливах можно вычислить по известным значениям плотности и анилиновой точки :

индексы 1 и 2 — соответствуют значениям плотности жидкости и пара при температуре ti и t2.

Для расчета энтальпии реактивных топлив рекомендуется использовать методику, разработанную американским нефтяным институтом . Она сводится к графическому нахождению энтальпии при заданной температуре по известным значениям плотности топлива при температуре 20 °С и величины: характеристического фактора. Погрешность определения энтальпии жидкости составляет в среднем 3%, паров ±12 кДж/кг. За начало отсчета энтальпии пара и жидкости в данной методике приняты ее значения при температуре минус 129 °С. Такой выбор позволяет избежать отрицательных значений энтальпии

2. Сумма конечного числа членов этих рядов может привести к отрицательным значениям плотности вероятностей, особенно на «хвостах» распределения.

Для сравнения обратимся к значениям плотности этих нефтей, измерен-'иым при температуре 20° С. Плотности этих нефтей равны соответственно 0,8370 * 0,769 г/смЗ. Разница между ними составляет 8,85%. Приведенные данные показывают, что относительные изменения рассматриваемых коэффициентов ^лее значительны, чем соответствующие изменения плотности пластовых неф-рвй. Отмеченные различия в интенсивности изменения можно выразить коли-Щственно.

Для сравнения на рис. 1 пунктиром изображены кривые Каца , соответствующие тем же значениям плотности разгазированной нефти. Эти кривые не совпадают с экспериментальными. Однако максимальное расхождение между экспериментами и литературными данными не превышает 4%, т. е. находится в пределах погрешности определения кажущейся плотности газа. Для выяснения влияния этого различия в значениях кажущейся плотности газа на плотность газированной нефти были выполнены два сравнительных расчета.

на заданное давление. Следовательно, задача сводится к нахождению значений барических градиентов плотности нефти. Эти градиенты были вычислены по результатам экспериментальных измерений плотности при разных давлениях . Кроме того, искомые поправки на давление определялись по диаграмме Стен-дкнга. Полученные результаты сравнивались с экспериментальными значениям-! плотности газированных нефтей. Такое сравнение показало, что среднеарифметическая относительная ошибка расчета плотности газированных нефтей для первого случая оказалась равной 0,14%, а для второго — 0,13%.

Вначале были рассмотрены значения объемных коэффициентов соответствующие температуре 20° С и пластовым давлениям. Они получены двумя способами: по данным однократного разгазирования глубинных проб выбранных нефтей и вычислены по формуле по значениям плотности этих нефтей.

Объемные коэффициенты исследованных нефтей определялись экспериментально, вычислялись по экспериментальным и расчетным значениям плотности пластовых нефтей, определялись по диаграмме Стендинга. коррелировались по газовому фактору. Полученные данные сравнивались между собой.

В начальный момент при загрузке реактора горячим сырьем-стенки камеры разогреваются. Происходит усиленное выделение паров и на дне реактора накапливается жидкая масса — тяжелая часть загрузки. При незначительном уровне жидкости в реакторе дистиллят, проходящий через верх реактора, представляет собой в основном малоизмененные фракции исходного сырья. В этом случае процесс испарения преобладает над процессом разложения,, что и приводит к высоким значениям плотности и вязкости дис-