Температура геологическая

При построении диаграммы состояния трех компонентной системы состав ее изображают (пользуясь специальными способами) на плоскости, а в направлении, перпендикулярном плоскости, откладывают температуру (давление принимается постоянным) или давление (постоянной принимается температура). Чаще пользуются первым вариантом, так как в большинстве случаев давление при изучаемых превращениях изменяется немного или остается постоянным, температура же колеблется значительно. Но иногда бывает необходимо изучить и влияние давления, например при исследовании геологических процессов. [c.421]

Численные методы решения различных задач фильтрации газа на основе уравнения Л. С- Лейбензона также достаточно хорошо обоснованы в приложениях к проблемам разработки месторождений природных газов. При этом наибольшее распространение получили методы конечных разностей и конечных элементов. Вместе с тем, развитие теории фильтрации газов, вызванное требованиями практики разработки газовых месторождений, и, в частности, изменением горно-геологических условий их залегания (большие глубины, высокие давления и температуры, многокомпонентность газа и т.д.) потребовало учета в основном уравнении, предложенном Л. С. Лейбензоном, многих дополнительных факторов. Так, оказалось, что использование функции Лейбензона в форме (6.2) допустимо при небольших давлениях, в условиях недеформируемых пластов. При достаточно больших давлениях в условиях деформируемых коллекторов под знак интеграла в формуле (6.2) необходимо внести зависимости изменения проницаемости, вязкости и коэффициента сверхсжимаемости газа от давления. При неизотермической фильтрации во многих случаях необходимо учитывать также изменение свойств газа от температуры. [c.183]

Некоторые глины, а также некоторые сланцевые породы, в составе которых играет значительную роль органический материал, т/ е. те породы, которые мы отнесли к каустобиолитам, при образовании нефтяных месторождений играют особую роль они являются материнской породой, исходным материалом, в процессе изменения которого (в так называемом процессе битуминизации) возникают нефть и углеводородные газы. Нефть в таких битуминозных породах (битуминозных глинах и битуминозных сланцах) находится в рассеянном состоянии, распределенной по всей массе породы она там находится в громадных количествах, но не может быть оттуда извлечена теми методами, которые применяются в добыче нефти из песков и других крупнопористых пород. Только при наличии особых условий (громадного давления, высокой температуры, или же действия сил капиллярного, притяжения) в течение ряда геологических эпох она может перейти в переслаивающиеся с глинами рыхлые породы — пески, песчаники и др. [c.173]

Месторождение нефти Продук- тивный горизонт Геологический возраст Средняя глубина, м Температура забоя, °С Вычисленный возраст, млн. лет 1 [c.86]

Изучение растворимости нефтей в природных газах при высоких давлениях очень важно для решения ряда геологических и промысловых вопросов, как, например для суждения о вероятном фазовом состоянии газонефтяных систем на различных глубинах в недрах земли, для выяснения возможности и условий миграции нефтей в газовой фазе, для разработки метода увеличения отбора нефти из продуктивных пластов путем закачки в них углеводородных газов высокого давления и др. Система нефть — газ является более трудным объектом для изучения, чем бинарные системы. Она является многокомпонентной и переход ее жидких УВ в газовую фазу зависит не только от их природы, температуры и давления системы, но и от ее общего состава. Повышение пластового давления в таких системах вызывает протекание двух процессов дополнительного растворения газа в нефти и жидки компонентов в газе. [c.35]

Прочность тела является функцией его абсолютных размеров и растет с уменьшением их. Это явление, известное как масштабное упрочнение [31, 36, 50], обусловлено уменьшением максимальной длины трещины, которая может возникнуть в теле, вследствие чего прочность последнего возрастает. Кроме того, прочность зависит от температуры, геологической предыстории и других факторов. [c.34]

К естественным факторам, влияющим на режим разрабатываемого пласта, относятся геологические особенности строения пласта, фильтрационные характеристики пород пласта и насыщающих его жидкостей и газов, физические условия в пласте - давление, температура и т.д. [c.33]

Отверстия и пустоты сокращения. Сокращение, или уменьшение объема породы, может происходить вследствие разного рода причин охлаждения, дегидратизации, доломитизаций и других процессов. Трещины охлаждения возникают, например, вскоре после затвердения изверженной породы, прежде чем она получит температуру окружающих пород. Вследствие частого изменения температурных условий (например, в пустыне после жаркого дня наступает холодная ночь), породы легко растрескиваются. Трещины усыхания хорошо известны каждому геологу и в современных образованиях, и в образованиях более древних геологических эпох. [c.152]

Химику приходится иметь дело с реакциями, протекающими со всевозможными скоростями — от исчезающе малых (охватывающих геологические периоды) до колоссальных (взрывные реакции). Процессы инициируются под влиянием повышения температуры, действия света (фотохимия), механического усилия (механохимия), излучения большой энергии (в частности, ионизирующего излучения, вызывающего радиолиз воды и другие процессы, рассматриваемые в радиохимии) и т. д. [c.100]

Диатомеи — микроскопические растения, широко распространенные и географически, и геологически. Они известны во всем мезозое и в третичных отложения х, но неизвестны в слоях палеозойского возраста. Эта неопределенность может объясняться не их отсутствием, а изменением органических остатков в столь древних породах. Диатомеи являются организмами, живущими в пресной и преимущественно морской воде. Они содержат кремнистое вещество в виде коробочек, или капсул с крышечкой, содержащих протоплазму, которая очень богата жирами и вос-ками. После погребения эти вещества под влиянием несколько повышенной температуры и высокого давления претерпевают такие же изменения и превращения, как и жиры животного происхождения, о чем мы имеем представление из знаменитых опытов К. Энглера так что и со стороны химии эта гипотеза как будто не встречает возражений. Но К. Крэг все же полагает, что .. . [c.325]

Важно подчеркнуть, что И. М. Губкин правильно заострял внимание на необходимости рассматривать фактор температуры, совместно с фактором времени. Он привел высказывание ряда исследователей об .. . обратной зависимости значения температуры от времени . Позже идею о том, что геологическое время может компенсировать температуру, развивал в своих трудах В. А. Соколов, а в самое последнее время — Н. В. Лопатин. [c.379]

Большое значение придавалось отбору и подготовке проб. Для предотвращения потерь легких фракций был сконструирован специальный пробоотборник. В случае отдельных пластов, горизонтов и сортов пробы отбирались с учетом дебита скважин и привлечением промысловых геологических управлений. При высоком содержании влаги (1 %) нефть предварительно подвергалась деэмульсации нли дегидратации. Определялись плотность, вязкость,, молекулярная масса всех нефтей и нефтепродуктов, рефракция нефтепродуктов и узких фракций, температура вспышки и истинная температура кипения нефтей и отдельных фракций, кислотность нефтей, температура застывания мапутов, упругость насыщенных наров бензинов, октановые числа и приемистость к ТЭС бензинов. Изучался потенциальный выход бензина, лигроина, керосина в нефтях. Останавливалось содержание смол, твердого парафина, нафтеновых кислот, кокса в нефтях и фракциях, общей серы и азота в нефтях, тяжелых нефтепродуктах и бензинах. Фактический материал был получен классическими в то время методами, применявшимися для исследования нефтей и нефтепродуктов во всем мире, на основе стандартов и официальных руководств, действовавших в Советском Союзе, и с использованием многолетнего опыта АзНИИ НП в области нефтяного анализа. [c.7]

Наряду с меньшей трудоемкостью этой формы расчетов существенно, что уравнения (11,11) и (11,12), выражающие зависимость теплоемкости от температуры, во многих случаях искусственно сглаживают ее, не передавая более тонких индивидуальных отличий (в особенности для газовых реакций и для очень высоких гемператур). Поэтому в термодинамические справочники последних лет (кроме металлургических и геологических) большей частью уже не включаются уравнения для выражения температурной зависимости теплоемкости, энтальпии и энтропии. [c.69]

Воспроизведение естественных геологических процессов в лабораторных условиях всегда сопровождается трудностями, среди которых в первую очередь необходимо отметить невозможность моделирования такого важного параметра, как геологическое время. Это вынуждает исследователей проводить эксперименты по термическим превращениям при более высоких температурах, при этом считается, что повышение температуры (естественно, в разувших пределах) является единственным способом компенсации длительности воздействия более низкой температуры в геологических масштабах. [c.216]

Таким образом, геологический и химический возраст угольных месторождений в некоторых случаях не совпадает. Часто встречаются геологические более старые угли, но в химическом отношении более молодые, и наоборот. В этих сЛучаях решающую роль сыграли другие факторы температура и давление. [c.46]

Осадочные породы, опустившиеся на большие глубины, испытывают в течение длительного геологического времени воздействие высокого давления и повышенной температуры. Так на глубине 10 км осадочные породы подвергаются давлению примерно в 2,6— 2,7 тыс. ат под действием вышележащих слоев пород. Температура на такой глубине может достигать 200—300° С. В результате воздействия тепла и давления осадочные породы на больших глубинах подвергаются изменению и превращаются в метаморфические породы. Так, глины превращаются в глинистые сланцы, карбонаты — в мрамор, песчаники — в кварциты и т. д. [c.33]

Таким образом, компоненты вещества мантии, из которой выплавлялась земная кора, в течение длительного геологического времени находились при высокой температуре. Поэтому, если бы даже в исходном протопланетном облаке присутствовали углеводороды, они неизбежно претерпели бы разложение. Некоторые исследователи высказывали предположения, что на очень больших глубинах (несколько сот километров в мантии) углеводороды, находясь под большим давлением, не разлагаются при температурах 1200° С и даже выше. Предположения, что каким-то неведомым путем в глубинах мантии образуются огромные скопления нефти, которая затем по образующимся трещинам в земном шаре, глубиной в сотни километров, мгновенно (чтобы нефть не успевала разложиться) попадает в осадочные породы, не имеют под собой серьезных обоснований. [c.79]

Таким образом, наблюдается неблагоприятное сочетание таких физико-геологических особенностей, как вязкая тяжелая нефть (обладающая вязкопластичными свойствами в пласте, где температура не превышает 30 °С), трещиновато-поровый характер коллектора и неоднородность его по строению и составу. Очевидно, что при этом требуется особый подход к выбору технологических средств разработки. [c.178]

Весь вопрос получил совершенно иное освещение, когда на ряде примеров было установлено, что удельный вес древних нефтей почти всегда ниже, чем у нефтей молодого геологического возраста. В связи с тем, что древние нефти имеют преимущественно метановый тип, высказано было предположение, что на больших глубинах залегает нефть, в большей мере испытавшая метаморфизм под влиянием различных факторов вроде температуры, каталитических влияний вмещающих пород и фактора времени, т. е. продолжительности существования нефти, которое, естественно, должно быть выше в случае древних нефтей. [c.13]

Во время существования нефтей в земной коре они подвергаются действию различных факторов, вызывающих изменения в их свойствах и составе. Меняется в той или иной степени геохимическая характеристика нефти под воздействием тех факторов, которые связаны с локальными и глобальными геологическими процессами. Перестройка структурного плана, инверсии, приводящие в одной части региона к воздыманию отложений, в том числе и структур с залежами УВ, а в другой - к их погружению в область высоких температуры и давления, вызывает перемещение флюидов, иногда их перетоки из нижележащих горизонтов в вышележащие, потерю легких фракций и окисление в верхней части разреза и катагенные преобразования в нижней. Происходят геохимические изменения нефтей (в отличие от генетических), так как мейг4 тся их химический состав вследствие геологических причин, которые определяют также особенности формирования не только того или иного месторождения, но и зон нефтегазонакопления. [c.112]

Состав и свойства нефтей различных генотипов, приуроченных к отложениям разного возраста, неодинаково изменяются в зависимости от современных геологических условий. Корреляционно-регрессионный анализ показал, что теснота связей и набор коррелируемых параметров неодинаковы. Так, например, в Предкавказье состав нефтей в верхнемеловых отложениях практически не коррелируется с условиями залегания, для юрских нефтей получены значимые коэффициенты между глубиной и углеводородным составом бензиновых фракций. Состав нефтей в нижнемеловых отложениях тесно связан с глубиной залегания, минерализацией и сульфатностью вод. На плиоценовые нефти существенно влияют глубина залегания, температура недр и минерализация пластовых вод. Состав нефтей в олигоценовых и эоценовых отложениях коррелируется (но слабее, чем в плиоценовых) с глубиной, температурой, минерализацией вод, а для миоценовых нефтей, состав которых более тесно связан с условиями залегания, о чем свидетельствуют более высокие коэффициен- [c.147]

В пределах зон распространения ОВ преимущественно сапропелевого типа могут быть встречены газовые скопления, образование которых связано с катагенными изменениями нефтей. Такие скопления возможны не во всех регионах, а лишь в предгорных прогибах, где в процессе геологической истории нефтяные залежи могли попасть в область высоких температур. Как показали проведенные нами геохимические исследования [11], возникновение подобных газовых залежей возможно главным образом в предгорных прогибах. В Предкавказье под действием катагенных факторов переход нефтяных залежей в газоконденсатные мог происходить в меловых отложениях на глубине 6 км, в палеоценовых 4—6 км, в эоцен-олигоценовых 5—6 км, в неогеновых 3—4 км. [c.151]

Прогнозирование типа углеводородных скоплений и их состава с учетом трех основных факторов влечет за собой комплексный анализ геологических и геохимических факторов - тектонического строения, литологии, фациально-генетического типа ОВ, размещение зон генерации УВ, направления региональной миграции, палеотемпературного режима недр. Учет лишь одного какого-либо фактора (например, температуры или фациально-генетического типа ОВ и т. д.) не позволяет правильно прогнозировать состав углеводородных флюидов, так как упрощает проблему сложного взаимовлияния УВ с окружающей средой. В то же время привлечение комплекса необходимой информации без учета специфики нефтегазообразования (генотипа, особенностей изменения нефтей) в каждой конкретной толще также может привести к ошибкам при прогнозировании. [c.152]

По ряду параметров состава нефтей, залегающих в триасовых отложениях, были получены значимые коэффициенты корреляции [5] с условиями залегания. Расчеты показали, что для прогнозирования можно использовать только ypaвнeн e, позволяющее рассчитывать К , так как этот параметр более тесно, чем остальные, связан с геологическим показателем — пластовой температурой и глубиной (табл. 53). [c.172]

Гипергенные и катагенные изменения нефтей определяются геологическими условиями их залегания. Уравнения регрессии, отражающие зависимости между параметрами, неодинаковы по набору параметров состава нефти и по тесноте связи с разными геологическими показателями для разных циклов. В зависимости от времени нахождения нефтей в зоне гипергенеза или в зоне катагенеза с температурой выше той, действие которой испытали материнские породы в палеотемпературной зоне активной генерации и эмиграции масштаб вторичных изменений нефтей будут разный. Отсюда вытекает необходимость для правильного прогнозирования состава нефти изучения ее палеотемпературной истории и количественно выраженной тесноты связи с геологическими условиями залегания. [c.183]

Представление о температурном режиме нефтематеринских свит и коллекторов в точение геологического времени можно получить из данных по глубине их залегания и значений температурного градиента для изучаемой площади [44]. В тех случаях, когда порода разрушилась в результате эрозии, наблюдаемая в настоящее время температура забоя скважины, очевидно, соответствует максимальной температуре пласта с момента его образования. Некоторые геологи [5, 341 считают, что высшая температура, которая достигалась в процессе образования большинства нефтей, не превышала приблизительно 60° и только в очень глубоких скважинах температура у забоя достигает 100°. Сейер [42] подсчитал, что в этом температурном интервале парафины не могут подвергаться заметным изменениям в результате одного только нагревания со времени образования даже самых старых нефтей. К аналогичным выводам пришли Мак-Неб, Смит и Беттс [35]. [c.85]

При наличии особых условий (чрезвычайно высокого давления, высокой температуры и продолжительного действия капиллярных сил) через эти породы, хотя и медленно, в течение геологических периодов нефть может проникать и перемещаться из одного пласта в другой. Представителями таких так называемых непроницаемых пород являются главным образом глины и глинистые сланцы. При известных условиях такую роль могут играть плотные известняки, зацементированные песчаники и плотные мергели. В судьбе нефтяных месторождений непроницаемые породы сыграли большую роль. Во многих случаях они явились труднопроницаемым покровом для нижезалегающих скоплений нефти и предохранили их, таким образом, от истощения. [c.168]

Опытами установлено, что капиллярное притяжение изменяется с увеличением температуры, а следовательно, и с глубиной. При геотермическом градиенте, равном 30 л на 1° С, приблизительно на глубине в 5 тыс. м сила капиллярного притяжения уменьшится на половину в своей величине, а так как по данным ряда исследователей, например Д. В. Голубятникова, относящимся к Би-би-Эйбату, во многих нефтяных месторождениях геотермический градиент в два раза меньше нормального (для Биби-Эйбата он равен 12 м на 1° С), то указанное уменьшение произойдет в ряде случаев еще на меньшей глубине, примерно на глубине вЗ—4тыс. м. Кроме того, нужно принять во внимание, что поверхностное натяжение нефти с увеличением температуры падает медленнее, чем у воды, следовательно, на некоторой глубине силы поверхностного натяжения воды и нефти могут сравняться. У Эммонса указывается, что это произойдет на глубине 4—5 тыс. м и что на больших глубинах нефть в глинах и сланцах может находиться в диффузном состоянии, если только она не была вытеснена оттуда в пески в более ранний геологический период, когда соответствующие пласты могли залегать на меньшей глубине от земной поверхности, или же если нефть не была выжата силою давления. [c.189]

Нефть возникла из жиров погибших животных, каковыми являются рыбы, рептилии и низшие организмы фораминиферы (орбулины, глобигерины), радиолярии и пр. Растительные организмы играли нодчиненную роль, участвуя в образовании нефти главным образом своими воскаыи, жирами и смолами. Превращение жиров в нефть совершалось в изменявшихся условиях давления и температуры, поэтому процесс мог совершаться в одних случаях быстро, в других крайне медленно. Он имел место во все геологические эпохи, в которые происходило отложение осадков. [c.313]

Говоря о возможной величине давления, мы хотим только показать, что нри образовании нефти нласты, содержащие органогенный материал, находились под таким давлением, которое являлось достаточным, чтобы вместе с неучитываемым фактором (геологическим временем) компенсировать недостаточную, якобы, судя но лабораторным опытам, температуру и обеспечить процессы и гидрогенизации, и полимеризации углеводородов [ ]. [c.343]

Физико-геологической особенностью, осложняющей подход к разработке месторождения Каражанбас, является высокая вязкость нефти в пластовых условиях (свыше 0,2 Па-с). Нефть здесь высокосмолистая (до 50%), слабопарафинистая и малосернистая. Плотность ее при пластовых температуре 32 °С и давлении 3,54 МПа составляет 920 кг/м . Давление насыщения равно 2,15 МПа, а газонасыщение 7,7 м т. [c.178]

Таково влияние на характер нефтей динамометаморфизма . Теоретически говоря, более древние нефти подверглись и большему его влиянию. В общем, это подтверждается примером нефтей Соединенных Штатов, где палеозойские нефти, вообще говоря, легче мезозойских, мезозойские же — легче третичных. Но из этого правила много исключений, объясняемых особенностями исходного материала и геологической обстановкой того или иного месторождения. Из заводской практики нам хорошо известно, что если нефть будет перегрета, то начинается распадение ее тяжелых молекул на более легкие (на этом основан крекинг нефти). Если применить очень высокую температуру, то мы можем всю нефть превратить в газ, в составе которого главную роль будет играть метан. Вероятно, п в природе, если нефтяные залежи попадали в условия чрезвычайно высокого давления или очень больших температур, начиналось разложение нефти, которое заканчивалось разрушением углеводородов с выделением водорода и углерода. Это — крайняя степень метаморфизма органического вещества. Так, вероятно, образовался графпт — один пз крайних членов ряда битумов, а водород вследствие его малого атомного веса и крайней подвижности, вероятно, улетучился из литосферы в-атмосферу. [c.348]

Горные породы, способные вмещать нефть, воду и газ, обычно называют коллекторами. Прп этом имеется в виду, что породы-коллекторы способны также отдавать нефть, газ н воду при разработке пластов, иначе они не представляют практического интереса. Не все породы могут быть коллекторами. Известно, что подавляющая часть скоплений нефти и пластовой воды связана с кол-лектора1 и осадочного происхождения. Магматические и метаморфические породы, образовавшиеся при высоких температурах и давлениях, не могут служить коллекторами нефти, а содержание воды в них очень невелико. Правда, известны единичные случаи, когда скопления нефти обнаружены в породах подобного типа. Но объясняется это тем, что твердые плотные магматические или метаморфические породы в минувшие геологические эпохи обнажались на поверхности земли и разрушались. В них образовывались трещины, пустоты, которые затем и заполнялись нефтью, поступающей из осадочных отложений. [c.11]

Степень метаморфизма бурых и каменных углей является фиксированным выражением дальнейших эволюционных превращений, которыми была охвачена вся область торфяной залежи в целом. Такие превращения зависят от мощности осадочных- слоев, испытываемого давления, температуры и времени торфоуглеобразователь-ного процесса. Но только геологический возраст ископаемых углей не определяет степень их метаморфизма. Именно поэтому некоторые отложения углей в карбоне остались на стадии лигнита , тогда как известно, что некоторые антрациты относятся к третичному периоду . [c.19]

Особо интересный случай представляют тощие угли и антрациты. Геологический метаморфизм сопровождался такими преобразованиями, которые немного напоминают организацию графитизирован-ного полукокса, углеродные плоскости которого почти перпендикулярны к направлению давления. Углерод образуется в виде негра-фитизированного, но при температуре ниже 1800° С быстро графи-тируется. Можно предположить, что напластование почти в твердом состоянии, образованное в течение геологических эпох, дало ароматическим звеньям угля ориентацию такого же характера, как и ориентация, образованная в жидкой анизотропной фазе, но, однако, менее хорошо организованную. Смещение атомов углерода для входа в графитную сетку бывает тогда большим и происходит только при высокой температуре. [c.125]

Тектонический элемент Нефть Продуктивные горизонты и их геологический возраст Глубина перфора- ции м Л 8 сква- жины р 0 м 20 сст 50 сст Температура. °С Давление насыщенных паров в мм рт. ст. [c.364]

Весьма важным является тот факт, что распределение нефтей различных химических типов имеет строгие температурные границы, что явно свидетельствует о важном значении температурных условий в геохимическом превращении нефтей (см. далее главу 6). Нефти типов А , и Б располагаются обычно в области средних температур (40—70° С), в то время как для подавляющей массы нефтей типа А характерны пластовые температуры выше 00° С. Имеются, конечно, и отклонения от этих общих закономерностей изменения тппов нефтей с изменением глубины, однако количество таких исключений невелико и ограничивается отдельными районами. Так, найдены единичные нефти с низким содержанием алканов на глубинах свыше 1500 м и, наоборот, нефти с высоким содержанием алканов, залегающие сравнительно неглубоко. Например, нефть месторождения Курсай в Прикаснии, находящаяся на глубине 4410 м, имеет химический тип Б в Сивинском месторождении (Вол-го-Урал) на глубине 2806 м найдена нефть типа Б . На Тиховском месторождении на глубинах 800 м — нефть типа А , а на месторождении Дуванный-море (Южный Каспий) на глубине 3900 м — нефть типа А . Как уже отмечалось, влияние геологического возраста вмещающих пород на углеводородный состав нефти проявляется менее отчетливо, что, впрочем, уже неоднократно отмечалось в литературе [5, 16, 171. [c.26]

Чтобы устранить это затруднение, в лаборатории, руководимой автором, в течение последних 12 лет былп проведены систематические псследования высокомолекулярных соедпнений нефти различных месторождений Советского Союза и ряда нефтей зарубежных месторождений различного геологического возраста, выделенных пз нефти по единой, почти стандартизированной методике и при условиях, практически исключаюпщх воздействие на них температуры выше 200—260 С. Изучение химического состава и свойств выделенных групп высокомолекулярных соедпненпй также проводилось одинаковыми методами, хотя комплекс этпх методов из года в год увеличивается. К настоящему времени охарактеризованы высоко- гoлeкyляpныe соединения около 20 нефтей различных месторождений. [c.452]

На основе многочисленных и разнообразных исследований капнллярных процессов в отдельных поровых каналах и реальных продуктивных пластах можно констатировать, что механизм движения воды и нефти в пористой среде за счет внутренней энергии весьма сложен и описать все его признаки для разнообразных реальных условий затруднительно. Вместе с тем доказано, что этот вид движения нефти и воды в пористой среде обусловливается не только природными физико-геологическими свойствами системы нефть—вода—порода, но и внешними факторами — величиной давления, скоростью фильтрации, температурой и. др. Следовательно, и механизм, и активность капиллярных процессов при заводнении нефтеносных пластов не являются неизменными, нерегулируемыми. Наиболее доступным средством воздействия на капиллярные процессы в реальных условиях является регулирование таких факторов, как давление и скорость фильтрации, которые поддаются изменению обычными промысловыми средствами. С этой точки зрения можно определить, какое состояние этих внешних факторов в пластах — установившееся или неуста-новившееся, благоприятствует проявлению капиллярных процессов при их заводнении. [c.42]

Процесс образования угля в природе, называемый углефикацией или карбонизацией, разделяется на биохимическую (диагенезис) и геологическую (метаморфизм) стадии [63], На стадии диагенезиса углеводородные соединения растительных остатков (целлюлоза, лигнин, глюкоза, крахмал и др.) в результате реакций окисления кислородом воздуха и кислородом, содержащимся в проточных водах, а также под воздействием анаэробных бактерий превращались в гомогенизированное вещество — гумус. Б гумусе продолжалось взаимодействие входящих в его состав органических и привнесенных водой неорганических компонентов. Стадия метаморфизма проходила лосле образования над отложившейся органической массой достаточно мощных осадочных слоев неорганических веществ, т. е. на большой глубине и при высоких давлениях и температурах без доступа воздуха. В таких условиях органическое вещество уплотнялось и обезвоживалось, из него выделялся метан, что приводило к уменьшению содержания кислорода и водорода и росту содержания углерода. [c.64]

Исходя из механизма действия водорастворимых силикатов и геологических условий, состав силикатной ванны в основном определяется составом и концентрацией электролитов пластовых вод, величиной их pH, приемистостью коллекторов, температурой, давленнем и др. При подборе состава следует учитывать также вид химической обработки промывочной жидкости и ее показатели, в частности, величины водоотдачи и толщины корки. [c.250]

Нефтью называется природная смесь углеводородов различных классов с различными сернистыми, азотистыми и кислородными соединениями. По внешнему виду нефть представляет собой маслянистую жидкость, обыкновенно бурого цвета, хотя встречаются нефти, имеющие более светлые оттенки коричневого цвета. Вязкость нефти различна и зависит от состава. Представляя собой смесь органических веществ, нефть способна гореть, выделяя при этом до 10 ООО калорий на килограмм. В минералогическом отношении нефть относится к числу горючих ископаемых или каустобиолитов. Нефть практически ие содержит химически активных веществ вроде кетонов, спиртов и т. п. соединений, хотя в некоторых случаях имеет кислотный характер вследствие незначительного содержания кислот. Все химические свойства нефти показывают, что нефть никогда не подвергалась действию высоких температур и поэтому для нее нехарактерны обычные компоненты, свойственные различным продуктам перегонки углей, торфа и других естественных горючих материалов. Нефть часто сопровождается в природе различными окаменелостями, позволяющими определить геологический возраст нефти в ее современном залегании. Обыкновенно нефть сонровояодается газом и водой, представляющей собой раствор галоидных и углекислых растворимых солей, иногда в воде содержатся сероводород и растворимые сульфиды. [c.5]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология