Температура и давление газов в нефтяных месторождениях

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]

Температура и давление газов в нефтяных месторождениях [c.8]

Газо-нефтяные месторождения, в пластах которых газ растворен в нефти или находится в газовой шапке. Количество газа в м , приходящееся нй 1 т добытой нефти (в стандартных условиях — давление 1 кгс/см и температура 20°С), называется газовым фактором. Он колеблется от 5 до 500 для различных месторождений. [c.224]

Адсорбция диоксида углерода на клиноптилолите даже при температуре 227 °С и давлении 666,5 Па равна 0,32 см /см-(рис. 8.13), что позволяет разработать способ предварительной адсорбционной очистки природного газа от СОа. Клиноптилолит месторождения Дзегви был исследован [1] применительно к процессу осушки нефтяного газа. Положительные результаты лабораторных, а затем промышленных испытаний позволили на Миннибаевском заводе полностью заменить комбинированный адсорбент, состоящий из алюмосиликата, силикагеля и синтетического цеолита, на клиноптилолит. Адсорбционная способность по воде клиноптилолита после активирования его при 300 °С равнялась 13,6% (масс.) при 20 °С. При этом достигаемая температура осушенного газа составляла —70 °С. По данным завода, срок службы природного цеолита превышает срок синтетического, а стоимость природного примерно в 20 раз меньше [9]. [c.130]

Таким образом, содержание газа в нефти при высоких температурах и давлениях может быть очень большим. Но газы находятся в осадочной толще не только в виде раствора в нефтях, но присутствуют и в свободном состоянии, образуя не только газовые шапки газо-нефтяных месторождений, но и чисто газовые месторождения. Кроме того, газы растворены в пластовых водах, а также находятся в сорбированном состоянии в породах и углях. [c.97]

Богатое содержание метана в естественных газах нефтяных месторождений и вообще в природных газах ставит также вопрос о непосредственном превращении метана в метиловый спирт. Уже имеются указания, что смесь метана с 9—10% воздуха под небольшим давлением (50 атм) и при невысокой температуре дает метанол в количестве 50% от теоретически возможного выхода наряду с этим образуется и формальдегид. [c.351]

Нефтяное месторождение, для которого точка I соответствует любой, более низкой, чем критическая температура, как правило, содержит легкую летучую нефть. Пласт такого месторождения отличается от пласта, содержащего тяжелую нефть, тем, что отношение газ—нефть в нем выше, а сама жидкость имеет меньшую плотность. Давление в таком пласте может быть выше или ниже критического. Вообще температура в пласте с легкой нефтью будет ближе к критической температуре, чем в пласте с тяжелой нефтью. [c.27]

Состав нефтяных газов зависит от многих условий и, в частности, от состава нефти, выделяющей газ, температуры и давления, сопровождающих выход нефти или газа из земных недр, а также от техники хранения и первичной обработки нефти на промыслах и нефтезаводах. Большое разнообразие состава нефтей и условий газовыделения объясняет и большие различия в составе газов разных месторождений. [c.17]

Коэффициент сжимаемости z зависит от состава газа, давления и температуры и может быть определен по известным графикам Брауна через приведенные значения температур и давлений [3]. Нами были рассчитаны и построены зависимости коэффициента сжимаемости от давления для нефтяных газов пластов Dy и С" Бавлинского месторождения (рис. 2). Температура принималась постоянной и равной 30°С, что соответствует реальным условиям. [c.86]

Изменение пластовых условий (давления и температуры) Приводит к изменению физико-химических свойств и состава пластовой нефти во времени. Например, при разработке нефтяных месторождений в режиме растворенного газа (давление в пласте ниже давления насыщения) газ выходит из раствора, и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Этот режим характеризуется истощением пластовой энергии. В подобных случаях величина газового фактора сначала непрерывно увеличивается, достигая максимума, а затем резко уменьшается (в конечной стадии разработки). Увеличение газового фактора происходит благодаря относительной скорости движения нефти и газа и наличию в призабойной зоне свободного газа, который увлекается вместе с нефтью в скважину. Уменьшение газового фактора является следствием истощения запасов растворенного газа в нефти. [c.7]

Фактическое значение коэффициента извлечения Сз + в из газа отличается от проектного. Во-первых, нефтяной газ, поступающий с месторождений на ГПЗ, может оказаться менее жирным. Причиной тому—конденсация углеводородов в газосборных сетях. Изменение качества поступающего иа завод сырья приводит к нарушению технологических параметров работы отдельных узлов. В частности, давление нагнетания компрессоров снижается, а это приводит к уменьшению, давления конденсации газа. Во-вторых, увеличение производительности установок завода может привести к отклонению температурного режима процесса конденсации газа от проектного. Известно, что термодинамические параметры (давление и температура) процесса конденсации нефтяного газа существенно влияют на конечные результаты по извлечению из газа углеводородов СзЧ-в. [c.30]

Объемный коэффициент пластовой воды зависит от количества растворенного в ней газа, температуры и давления. Для пластовых вод нефтяных месторождений этот коэффициент изменяется от 1,00 до 1,06. [c.165]

К природным газам можно отнести также и сжиженные газы, представляющие собой в основном пропано-бутановые фракции, извлекаемые из газов нефтяных и газоконденсатных месторождений. В обычных атмосферных условиях эти фракции находятся в газообразном состоянии, при повышенном давлении или при низких температурах это жидкости. В целях хранения и транспорта они сжижаются, что и определило их название сжиженные газы. [c.17]

На отечественных предприятиях газовой и нефтяной промыщ-ленности в качестве ингибитора гидратообразования используют в основном метанол и гликоли. Метанол имеет высокое давление насыщенных паров, что затрудняет извлечение его из газового потока, усложняет его регенерацию и приводит к большим потерям этого ингибитора. Поэтому метанол применяют в основном в проточных системах — в скважинах, шлейфах и магистральных газопроводах — для разложения образовавшихся гидратных пробок (без последующей его регенерации), так как он обеспечивает значительную депрессию температуры гидратообразования. Кроме того, метанол применяют в процессе низкотемпературной сепарации (НТС) для предупреждения образования гидратов при дросселировании и охлаждении газа с целью выделения из него тяжелых углеводородов и паров воды. Имеется опыт эффективного многократного использования метанола на Мессояхском газоконденсатном месторождении, где потери метанола были сведены к минимуму в результате полной регенерации метанола из водных растворов и высокой степени извлечения метанола из газового потока на установке адсорбционной осушки и очистки газа цеолитами ЫаА (6—8]. В качестве ингибитора широко используют гликоли (ЭГ, ДЭГ и др.), несмотря на то, что стоимость их выше стоимости метанола. Это объясняется низким давлением насыщенных паров гликолей и возможностью полной регенерации их путем удаления воды с помощью простого физического процесса — выпарки ее из водных растворов гликолей. Не исключено, что в перспективе в связи со снижением себестоимости производства метанола и со-верщенствованием техники и технологии адсорбционных методов очистки газа этот ингибитор будет шире использоваться в газовой и нефтяной промышленности. [c.117]

Основной газообразный углеводород, который употребляют в сжатом виде, — метан. Этот углеводород при температуре выше минус 82 °С (критическая температура) нельзя превратить в жидкость даже при сжатии до любых высоких давлений. На автомобилях сжатый газ хранят в баллонах при давлении до 20 МПа. Метан добывают не только на газовых месторождениях, но и получают в виде попутного газа на многих нефтяных месторождениях. Размещение ресурсов природных газов в разных районах страны и широкое развитие магистральных газопроводов позволяют считать метан в сжатом виде весьма перспективным топливом для двигателей внутреннего сгорания. [c.31]

Существуют различные методы определения ресурсов нефтяного газа эмпирические и расчетные. Эмпирические методы основаны на экспериментальном нахождении рабочего газового фактора в лабораторных или промысловых условиях. При проектировании обустройства нефтяного месторождения можно определить рабочий газовый фактор и соответствующие ему ресурсы только в лабораторных условиях путем разгазирования глубинной пробы нефти на установках PVT при давлениях и температурах, соответствующих промысловым условиям ступенчатой сепарации. Для месторождений, находящих ся уже в эксплуатации, рабочий газовый фактор можно определять в промысловых условиях. Сущность промыслового способа определения рабочего газового фактора состоит в том, что все основные исходные данные для расчета ре- yp oiB нефтяного газа получают в результате промысловых замеров расхода газа и нефти на каждой ступени сепарации. Точность определения рабочего газового фактора в этом случае зависит от класса точности используемых приборов. В настоящее время разработаны Методы определения рабочего газового фактора путем сравнения углеводородного состава проб нефти и газа, отобранных непосредственно на промысле на выходе всех ступеней сепарации нефти. К расчетным относятся методы расчета фазового распределения углеводородов по коэффициентам распределения, когда известен компонентный состав исходной пластовой нефти. Эти методы широко применяют для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений. [c.10]

Рассматривая материалы по составу газов различных газовых я нефтяных месторождений, мы должны учитывать, что проведенные анализы газов более или менее точно характеризуют только взятую пробу газа. Однако условия отбора проб (давление, температура, место отбора пробы и др.) могут быть неодинаковы, что и приводит к изменению концентрации главным образом тяжелых углеводородов. На содержании тяжелых углеводородов особенно резко сказываются изменения давления и температуры, степень и характер контакта с жидкой фазой и т. д. [c.67]

С явлением растворимости веществ в сжатых газах в больших масштабах приходится встречаться в природе. С ним, например, связано существование особого типа нефтяных месторождений, так называемых газоконденсатных, встречающихся на больших глубинах. В газе этих месторождений, характеризующихся высоким пластовым давлением и повышенной температурой, содержится в растворенном состоянии довольно большое количество высококипящих углеводородов. При снижении давления этого газа на поверхности земли в трапах из него выделяется конденсат, представляющий собой бензиновые, керосиновые и даже более высокомолекулярные фракции нефти. Есть основания предполагать, что и в процессах миграции нефти большую роль играет процесс переноса ее в виде раствора в сопутствующем ей природном газе. [c.451]

Выпадение конденсата в сепараторах при снижении давления находило различное толкование. Одни объясняли это резким снижением температуры после штуцеров. Другие считали, что конденсатные месторождения представляют собой слабо насыщенные нефтяные месторождения особого сорта легкой нефти ( белой , цвета воды). При фонтанировании бурный поток газа уносит с собой частички нефти в капельно-жидком состоянии, которые осаждаются в сепараторах вследствие уменьшения скорости. Ни промышленники, ни инженеры-эксплуатационники над этим вопросом особо не задумывались. [c.130]

Красноборское нефтяное месторождение открыто в 1968 г. Структура расположена на Калининградском валу. Приток нефти получен в интервале глубин 1932—1942 м из песчаников среднего кембрия. Проницаемость песчаников 140-10 м . Пластовое давление 21,6 МПа, температура 86° С. Пластовые воды, подстилающие залежь, хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 178 г/л, водорастворенные газы углеводородного состава. Газонасыщенность вод 430 см /л. Общая упругость газов 5,4 МПа, Рг/Ра 0,3. [c.200]

По давлению насыщения, представляющему собой давление при выделении первых пузырьков растворенного в нефти газа, контролируют изменение пластового и забойного давлений. По газовому фактору — объему газа, приходящегося на единицу объема или веса разгазированной нефти, подсчитывают запасы газа в данном месторождении. Объемный коэффициент, характеризующий уменьшение объема пластовой нефти вследствие выделения из нее растворимого газа, а также изменение давления и температуры, необходим для определения количества извлекаемой нефти. Для этой же цели служит коэффициент сжимаемости пластовой нефти, показывающий увеличение ее объема при снижении пластового давления. Величины вязкости и плотности пластовой нефти учитывают в гидродинамических расчетах при составлении проектов разработки нефтяных месторождений. Данные о содержании в пластовой нефти легких углеводородов от метана до пентанов включительно требуются для подсчета ресурсов нефтехимического сырья месторождения. [c.10]

НИИ получения синтетической нефти из органических материалов. Особо значительными в этом отношении являются опыты К. Энглера и его учеников (1888 г.). Исходным материалом для своих опытов К. Энглер взял животные и растительные жиры. Для первого опыта был взят рыбий (сельдевый) жир. В перегонном аппарате К. Крэга при давлении в 10 аттг и при температуре 400°С было перегнано 492 кг рыбьего жира, в результате чего получились масло, горючие газы и вода, а также жир и разные кислоты. Масла было получено 299 кг (61%) уд. веса 0,8105, состоящего на 9/10 из углеводородов коричневого цвета с сильной зеленой флуоресценцией. После очистки серной кислотой и последующей нейтрализации масло было подвергнуто дробной разгонке. В его низших фракциях оказались главным образом предельные. углеводороды — от пентана до нонана включительно. Из фракций, кипящих выше 300° С, был выделен парафин с температурой плавления в 49—51° С. Кроме того, были получены смазочные масла, в состав которых входили олефины, нафтены и ароматические углеводороды, но в весьма небольших количествах. Продукт перегонки жиров под давлением по своему составу отличался от природных нефтей. К. Энглер дал ему название про- топеТролеум . Образование углистого остатка при этом не происходило, чему К. Энглер придавал особое значение, поскольку при перегонке растительных остатков (углей, торфа, древесины) в перегонном аппарате всегда образуется углистая масса. А так как в нефтяных месторождениях не наблюдается более или менее значительных скоплений угля, К. Энглер сделал вывод, что только животные жиры, без остатка превращающиеся в прото-петролиум, могли быть материнским веществом для нефти. Несколько позднее К. Энглер получил углеводороды из масел репейного, оливкового и коровьего и пчелиного воска [ ]. Штадлер получил аналогичные продукты при перегонке льняного семени. [c.311]

Коррозионная агрессивность среды определяется физико-химическими свойствами углеводородного и водного компонентов системы, их составом, количественным соотношением, наличием растворенных газов (сероводорода, углекислого газа, кислорода), в значительной степени зависит от условий разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, типа скважины, способа добычи, температуры, давления, скорости движения среды и др. Совокупность всех факторов оказы вает различное влия1ние на интенсивность коррозии. При прочих равных условиях решающее. влияние на коррозионную агрессивность среды оказывает сероводород. Поэтому принято классифицировать нефтяные и газовые скважины на содержащие и не содержащие сероводород. [c.11]

Критическая температура метана, как видно из табл. 22, равна — 95,5 С, и, следовательно, метан в недрах может присутствовать только в газовой фазе. Одпаг о частично метан может растворяться в нефти, что, впрочем, едва ли может значительно изменить состав газа. Критичес15ая температура этана уже -1-35 , а давление при критической температуре 46,8 атм. Так кахс многие нефтяные месторождения характеризуются температурами порядка 30—40°, очевидно, что этап, и тем более его гомологи, могут находиться в нефти в виде растворов, из которых этан должен выделяться при понижении давления. Эти отношения хорошо иллюстрируются составом газа, выделяющегося из нефти в различные периоды эксплуатации. Вначале, когда давление высоко, газ практически состоит из метана, но по мере [c.72]

Измерению реологических свойств пены на нефтяных месторождениях стали уделять внимание в саязи с ее использованием для повышения нефтеотдачи пласта. В начале 60-х годов вязкость пены была измерена в усовершенствованном вискозиметре Фэнна. Позднее измерения этого параметра стали проводить в трубках малого диаметра. Установлено, что главным фактором, влияющим на поведение движущейся пены, является качество пены, определяемое соотношением объемов газа и пены (или объемная доля газа) при заданных температуре и давлении. При повышении этого соотношения с 0,85 до 0,96 (предел устойчивости пены) эффективная вязкость пены быстро возрастает. В предположении, что пена ведет себя как бинга-92 [c.92]

Залежь тяжелого углеводородного газа на месторождении находится в глубокопогруженных нижнеюрских отложениях в 1Штервале глубин 3300—3400 м, она характеризуется высокими пластовыми давлениями 330— 350 кгс/см2 и высокими температурами 130—135° С. На месторождении установлено наличие нефтяной оторочки. [c.167]

С точки зрения комплексного подхода к системе сбора, подготовки нефти и переработки газа представляет интерес опыт эксплуатации нефтяного месторождения Рейнбоу-Лейк [41], расположенного на себеро-западе Канады в провинции Альберта. По климатическим условиям этот район Канады очень близок к условиям Западной Сибири. Месторождение расположено в труднодоступном таежном заболоченном месте, на территории которого построен газоперерабатывающий завод. Основное назначение завода — подготовка нефти и переработка нефтяного газа с целью получения обессоленной и обезвоженной стабильной нефти, сухого газа, широкой фракции легких углеводородов и элементарной серы. Связь с заводом осуществляется в основном с помощью авиации. Сбор нефти и газа на месторождении Рейнбоу-Лейк имеет много общего с лучевой системой сбора, описанной выше. Газонефтяная смесь прямо от скважины через замерные установки поступает на завод, где все потоки объединяются в одном коллекторе. Непосредственно на территории завода осуществляют сепарацию нефти в три ступени. Отделение газа в сепараторе первой ступени происходит при давлении 0,75 МПа и температуре 25°С. Нефть после сепаратора подогревают паром в теплообменнике до температуры 75—80°С и направляют сначала в сепаратор второй ступени с давлением 0,25 МПа, а затем в сепаратор третьей ступени с давлением 0,1 МПа. Далее нефть идет иа установку по обезвоживанию и обессоливанию. Доведенную до кондиции нефть перекачивают по нефтепроводу на НПЗ. Нефтяной газ, отделившийся на третьей и второй ступенях сепарации, самостоятельными потоками поступает на разные цилиндры компрессора, дожимается до давления 0,75 МПа и подается на смешение с газом первой ступени. Нефтяной газ месторождения Рейнбоу-Лейк содержит около 5% сероводорода. Поэтому, прежде чем поступать на блок переработки, этот газ подвергается очистке от НгЗ по абсорбционной схеме. Переработку газа осуществляют по схеме низкотемпературной конденсации при давлении 2,7 МПа и температуре — 18°С. Для осушки газа применяют 80%-ный раствор триэтиленгликоля (ТЭГ), который инжектируется в сырьевые теплообменники и в распределительную камеру пропанового холодильника. Точка росы осушенного газа достигает —34°С. Основную часть перерабо- [c.39]

В парогазовых рабочих агентах высокого давления, предназначенных для закачки в нефтяные пласты и получаемых окислительным пиролизом водонефтяных эмульсий или сжиганием последних в воздушном окислителе, содержание азота превышает 50% в первом случае и 80% во втором (в сухих газах). Эти агенты (в том числе азот) имеют температуру 200—250° С, т. е. являются теплоносителями, и находятся под высоким давлением (150—200 ama), что позволяет рассматривать их как вытеснители и, частично, как растворители нефти. Азот растворяется в воде, маслах и нефти, поэтому при закачке в пласты в составе парогазовой смеси он будет оказывать положительное влияние на вытеснение нефти [8—10]. А. А. Черепенников [9] указывал на то, что инертные газы растворяются в нефти значительно лучше, чем в воде, и приводил данные об отношении растворимости азота в нефти к растворимости азота в искусственно минерализованной воде, содержащей 200 г Na l на 1 л, т. е. близкой по степени минерализации к пластовым водам нефтяных месторождений [c.78]

Физические свойства пластовых нефтей сильно от тичаются от свойств поверхностных, дегаз1фованных нефтей, тго обуславливается шшянием температур, давления и растворённого газа. Изменение физических свойств пластовых нефтей, связанных с условием нахождения их в пласте, учитывают при подсчёте запасов нефти и газа, при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. [c.11]

Большинство месторождений битумосодержащих пород Коми АССР расположены вдоль северо-восточного склона Ти-манского поднятия на его границе с Печорской низменностью (р. Ижма). Ярегское мальто-нефтяное месторождение находится южнее г. Ухты. Пласт песчаника, насыщенный органическими веществами, залегает на глубине 120—200 м. Пористость песчаников составляет в среднем около 24%, проницаемость— около 3 Д., Углеводороды месторождения уникальны по своим свойствам. Они залегают в условиях низких давлений и температур, имеют высокую вязкость, изменяющуюся от 500 до 22534 сП, почти не содержат растворенного газа. Плотность колеблется от 0,936 до 1,0 г/см и выше содержание парафинов 0,2—0,7, серы 1,0—1,4, асфальтенов 1,6—36,1, смол сернокислотных 32—46%. Широко распространены твердые и вязкие битумы (асфальты, асфальтиты, мальты), представленные в виде цемента в песчаниках или заполняющие каверны в карбонатных породах (табл. 2.6). [c.116]

Несколько лучше изучены теплоемкости газов (в основном неорганических и неуглеводородного типа). Но нужно учесть, что теплоемкость попутных нефтяных газов в широком диапазоне температур и давления, какой наблюдается в процессе промышленной разработки месторождений, осталась мало изученной. Однако положение несколько направляется тем, что в работе [47] впервые на основе исследований [93, 94] приводятся значениятеплоемкостей для естественного (сухого, метанового) нефтяного газа, отобранного из фонтанирующей скважины месторождения Домингуец в Лос-Анжелосе (США Калифорния), в довольно широком диапазоне изменения величин tup. [c.39]

В 1914 г. началась первая мировая война. Германия оказалась отрезанной от природных нефтяных источников. И вот немецкие ученые Ф. Фишер и Г. Тропш разработали промышленный способ получения синтетической нефти. Сырьем для водяного газа служили бурые угли. Синтез осуществляли при нормальном давлении и температуре 180—200 "С в присутствии окисных железоцинковых катализаторов. Такую нефть Германия производила и после окончания войны. Но добыча природной нефти росла, цены на нее снижались, и производство синтетической нефти стало невыгодным. И все же запасы нефтяных месторождений не безграничны. По подсчетам ученых они могут истощиться через несколько десятилетий. Вот тогда опять будет поставлен на повестку дня вопрос об экономической оправданности методов получения синтетической нефти (в том числе и метода Фишера — Тропша). Но откуда можно взять громадное количество оксида углерода (И) Из углекислого газа атмосферы, которого вполне достаточно. [c.126]

Количество газа, приходящееся на 1 т нефти, называется газовым фактором. Различают пластовый и рабочий газовые факторы. Пластовый газовый факгор (или газосодержание пластовой нефти) — это количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям (293 К и 0,101 МПа) и отнесенное к 1 т нефти, разгазированной при однократном снижении давления от пластового до 0,101 МПа. Рабочий газовый фактор — это количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям и отнесенное к 1 т добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации (разгази-рования нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах), принятым для данного месторождения. [c.58]

Особенно сложно решать проблемы заканчивания нефтяных и газовых скважин в условиях глубокого залегания горизонтов порово-трещинного характера, при наличии АВПД и высоких пластовых температур. За последнее время появились ряд месторождений углеводородного сырья (Астраханское газоконденсатное, Оренбургское и др.), разработка которых осложняется содержанием в пластовом флюиде больших количеств кислых газов (сероводород, углекислый газ). В этом случае технологические жидкости в процессе заканчивания должны иметь в своем составе специальные реагенты, нейтрализующие и связывающие сероводород, ингибиторы коррозии и обладать повышенной агрегативной устойчивостью к комплексному воздействию высоких температур, давлений и содержания кислых газов. [c.112]

Одна из этих теорий (Энглера—Гефера) гласит, что нефть и газ образовались вследствие скопления и последующего разложения животных организмов в условиях повышенных температур и давлений без доступа воздуха. Но из-за того что возможность скопления в одном месте громадного количества трупов животных организмов, достаточного для образования мощных нефтяных месторождений, маловероятна, теория происхождения нефти из животных организмов также имеет мало сторонников. [c.22]

В отличие от СПГ, которому нужно еше только найти свою нишу на рынке потребляемых моторных топлив (по крайней мере в Российской Федерации) для транспортньгх двигателей, довольно широкое ирименение нашли сжиженные про-пан-бутановые фракции (сжиженный нефтяной газ), получаемые, главным образом, при переработке нефтяного (попутного) газа, а также из природных газов газоконденсатных месторождений, содержащих тяжелые углеводороды. Кроме пропана и бутана в состав этих топлив в небольшом количестве входят этан, этилен, пропилен, бутилен, изобутилен и изобутан. По сравнению с сжиженными природными газами (метаном) пропан-бутановые фракпии, имеющие относительно высокие критическую температуру и температуру кипения, ожижаются при нормальной температуре и сравнительно невысоком давлении (около 1,5 МПа). Применяются топлива СПБТЗ (смесь пропана и бутана технических зимняя), предназначенное для зимней эксплуатации, и СПБТЛ (смесь пропана и бутана технических летняя) - для летней эксплуатации. Используется также бутан технический (БТ). Некоторые физико-химические свойства этих топлив, нормированные ГОСТ 20448-80 и ГОСТ 27578-87, приведены в табл. 6.22 [6.4, 6.33]. [c.247]

В газах нефтяных, нефтегазовых и чисто газовых месторождений всегда имеется некоторое количество воды. Вода в газах является чрезвычайно вредной примесью при изменениях состояния конденсируется и создает водяные пробки при соответствующих условиях (температуре и давлении) в присутствии углеводородного газа может перейти в гидратообразную форму снижает удельную теплоту сгорания газа. [c.79]

Выпадение конденсата в сепараторах при снижении давления находило различное толкование. Одни объясняли это резким снижением температуры после штуцеров. Другае считали, что конденсатные месторождения в сущности представляют собой слабо насыщенные нефтяные месторождения особого сорта легкой нефти ( белой , цвета воды). При фонтанировании бурный поток газа уносит с собой частички нефти в капельно-жидком состоянии, которые осаждаются в сепараторах вследствие уменьшения скорости. Ни промышленники, ни инженеры-эксплуатационники над этим вопросом особенно не задумывались. При эксплуатации подобных месторождений в отдельных случаях приходилось сталкиваться и с другими непонятными явлениями - увеличением содержания бензина в газе при высоких давлениях и уменьшением при снижении давления, что легко объяснимо с точки зрения ретроградной конденсации. Столь же ненормальным показалось обогащение газовой фазы более тяжелыми углеводородами при высоких давлениях обнаруженное в 1932 г. в районе Big Lake Field (Техас) при опытах с жидкими углеводородами. Подобного рода явления, с одной стороны, и правительственные мероприятия, направленные против выпуска газа в атмосферу и лишавшие предпринимателей добычи дистиллята , с другой, побудили промышленников и исследовательские организации заняться изучением поведения газовых смесей в условиях пласта. [c.98]

Борьба с отложениями парафина в фонтанных скважинах. Нефти многих нефтяных месторождений ларафинистые. В нормальных условиях парафины — твердые кристаллические вещества, в пластах же они чаще всего растворены в нефти. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде тончайших кристаллов. Послед-яие могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься восходящим потоком нефти на поверхность. Однако они могут также откладываться по пути движения в подъемных трубах, выкидных трубопроводах, трапах, приемных резервуарах. Выпадению парафина из нефти способствует значительное понижение температуры вследствие расширения сопровождающего нефть газа с понижением давления или вследствие низкой температуры окружающей среды. Чем выше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения нефти. [c.159]

В табл. 65 приведен материал по количественному содержанию конденсата в газах наиболее важных районов Средней Азии. Сверху Вниз по разрезу в соответствии с увеличением давления и в значительно меньшей степени температуры количество выделившихся жидких углеводородов возрастает. Это хорошо заметно на месторождениях Газлинского, Каганского, Мубарекского, Зеагли-Дарвазинского районов и всей Западно-Туркменской области. Высокий выход конденсата в геосинклинальной области по сравнению с платформенной, видимо, связан не только с увеличением давления, но и с условиями формирования залежей и преобладанием нефтяных месторождений. Например, на месторождении Фараб давление несколько выше, чем на Кизыл-Куме, а выход конденсата меньше (см. табл. 65). [c.230]

Несмотря на целесообразность широкого использования экспериментальных методов, потребности в данных по теплоемкостям значительно больше, чем возможности их определения опытным путем для целей разработки нефтяных и газовых месторождений. Аргументацией к этому может служить следующее. Известно, что существующие экспериментальные установки (калориметры различных модификаций и типов) предназначены для изучения температурной зависимости изобарной теплоемкости, при котором давление в системе должно быть равно атмосферному и не превышать 6—8 кГ см [31, 61, 62, 68, 87]. В связи с этим нефть и нефтегазовые смеси с различным весовым содержанием газа в фильтрующемся потоке, находящиеся в пласте под давлением 400—600 кГ1см и при температуре 35—150°С, не могут быть исследованы в су- [c.42]

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]