Содержание растворенных в нефти газов

Еще более вредное действие, чем вода, оказывают на работу нефтеперерабатывающих установок хлористые соли, содержащиеся в нефти. Как известно, неорганические соли в нефти не растворяются и попадают в нее в виде растворов в эмульгированной воде. Концентрация солей в пластовых водах, сопутствующих нефти, обычно значительно ниже концентрации насыщенных растворов (см. табл. 3 и 5). Поэтому кристаллы солей, как правило, не содержатся в добываемых нефтях. Однако при испарении части воды, содержащейся в нефти, отделении газа в сепараторах, транспортировке, подогреве на установках обезвоживания и отстое подогретой нефти в емкостях кристаллы могут появиться. При содержании в нефти даже небольших количеств кристаллов сильно усложняется процесс обессоливания, так как кристаллики, обволакиваясь гидрофобной пленкой нефти, очень плохо вымываются водой. [c.7]

В работе [37] впервые были изучены факторы, влияющие па структурно-механическую прочность пластовых нефтей при условиях, когда пространственная структура формируется парафинами с участием асфальтенов (в условиях низких температур — от 15 до 80°С). Убедительно показано влияние на вязкость системы в состояниях геля и молекулярных растворов ВМС концентрации асфальтенов, газосодержания и температуры (рис. 9). Предельное динамическое напряжение сдвига (отношение постоянных вязкостей пефти в двух состояниях — геля и молекулярных растворов) повышается с увеличением содержания асфальтенов (а), газа (б) [c.44]

Примечание. К — исходное весовое соотношение газа и нефти I — остаток нефти, не растворившийся в газе, % к исходной. Содержание асфальтенов в растворившейся фракции 0,28%. [c.54]

Из данных табл. 22 видно, что с повышением давления и плотности газа все большая часть нефти переходит в газовую фазу. В опытах со смесями газов, содержащими около 30% гомологов метана, при повышении давления от 300 до 650 ат количество не растворившейся в газе нефти снижается от 25 до 10%. Плотность остатков при этом возрастает от 0,90 до 1,02 см . Остатки с плотностью выше единицы представляли собой твердый хрупкий битум. Увеличение отношения исходных объемов газа к нефти в опытах приводит к увеличению плотности остатков. С повышением давления в ряде случаев вначале наблюдалось небольшое увеличение содержания смол в остатках в связи с преимущественным растворением в газе углеводородов. При дальнейшем росте давления содержание смол в остатках понижается в результате все большего перехода смол в газовую фазу. [c.55]

Данные таблицы показывают постепенное увеличение плотности и вязкости извлеченных фракций, что можно объяснить тем, что вначале в газовую фазу преимущественно переходят легкие, наиболее растворимые в газе фракции нефти. С уменьшением их содержания в песке газ постепенно начинает растворять [c.75]

Двуокись (диоксид) углерода (углекислота) СО2 - в нормальных условиях - газ, в полтора раза тяжелее воздуха. Двуокись углерода хорошо растворяется в воде, растворимость возрастает с увеличением давления при 20° С и 0,1 МПа в 1 объеме воды растворяется около 1 объема СО2 при давлении 30 МПа и 100° С растворимость СО2 увеличивается до 30 объемов. Содержание С02 в газах и нефтях от О до 59 %. Двуокись углерода образуется при окислении углеводородов и других органических соединений, при декарбоксилировании органических кислот, при разложении бикарбонатов, возможно мантийное происхождение СО2. [c.7]

Во время геофизических работ в скважинах с герметизированным устьем в них отсутствует глинистый раствор. Вместо раствора скважина заполнена газом, нефтью или водой. Геофизические приборы или прострелочно-взрывную аппаратуру спускают в скважину на кабеле, предварительно пропущенном через гидравлическое или сальниковое уплотнение, вмонтированное в лубрикатор. Броня кабеля во время движения в сальниковом устройстве подвергается усиленному износу, а под действием сероводорода, содержащегося в нефтяных газах или нефти, быстро разрушается стальные проволоки чернеют, становятся хрупкими, ломаются. Содержание сероводорода в газах или нефти меняется от десятых долей процента до 6%, например, в газовых скважинах Оренбургских месторождений. [c.9]

С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления. Содержание его в газе при одних и тех же условиях уменьшается, если в исходном конденсатном газе меньше тяжелых фракций или в нем содержится азот. При одинаковых условиях опыта в газовой фазе в меньшем количестве растворяются более тяжелые нефти и нефти, содержащие ароматические углеводороды. [c.138]

Газы нефтяных месторождений называются попутными нефтяными газами. Эти газы растворены в нефти и выделяются из нее при выходе на поверхность. Состав нефтяных ,попутных газов резко отличается от сухих значительным содержанием этана, пропана, бутанов и высших углеводородов (в сумме до 50%). Поэто- [c.22]

Перед началом огневых работ в местах их проведения, а также у емкостей с нефтью, с буровым раствором на углеводородной основе и с добавлением нефти необходимо провести анализ воздуха рабочей зоны. Содержание нефтяных паров (бензина) и газов в воздухе рабочей среды не должно превышать ПДК по ГОСТ 12.1.005-76. [c.279]

Нами исследовалось влияние растворенного в нефти азота на ее углеводородный состав. Если в нефти растворить воздух или азот, а затем, понизив давление, вызвать выделение их из нефти, то суммарное количество легких углеводородов, выделившихся пз нефти и оставшихся в ней в растворенном виде, превышает их первоначальное содержание. Появление в нефти дополнительных количеств углеводородных газов объясняется, вероятно, тем, что при растворении в нефти чистый азот и азот воздуха, так же как и СОз, вызывает десорбцию легких углеводородов, адсорбированных асфальтенами, смолами и высокомолекулярными углеводородами. [c.40]

Ванадий извлекают из битумов и других остаточных продуктов, обрабатывая их в течение 5 ч при 500 °С смесью 1 М раствора НЫОз, кислородсодержащего газа и полигликоля. В результате такой обработки ванадий переходит в неорганические соединения, растворимые в воде и легко извлекаемые. Для определения небольшого содержания металла в нефти [419] в дополнение к классическим химическим методам применяют колориметрию, спектрофотометрию, эмиссионную спектрометрию, инфракрасную и ультрафиолетовую спектроскопию, рентгеноскопию, дифракцию, масс-спектрометрию, полярографию, амперометрическое титрование, хроматографию, радиоактивный анализ. [c.36]

Общее содержание алканов в нефтях 25-30 % об., не учитывая растворенных газов. С учетом содержания растворенных газов в пластовых нефтях доля алканов возрастает до 40-50 % об., а иногда до 50-70 % об. Такое большое содержание низкомолекулярных алканов в пластовых нефтях обуславливает их свойства, которые характерны для молекулярных растворов. [c.28]

При стандартных условиях СН4 - бесцветный газ без запаха и вкуса. Метан в больших количествах содержится в природе в пустотах земной коры, в виде раствора в нефти, выделяется как продукт разложения органических веществ анаэробными бактериями в отсутствие кислорода (болотный газ). Несмотря на малое содержание в атмосфере (7 10 % объемн.), метан относится к газам, регулирующим ее парниковый эффект . Метан добывают десятками миллионов кубометров как сырье для органического синтеза и как топливо. [c.305]

Объемные доли нефти, воды и твердой фазы в буровом растворе определяют с помощью прибора, аналогичного показанному на рис. 3.20. Очень важно, чтобы воздух или газ, увлеченный буровым раствором, был удален из него перед перегонкой в приборе в противном случае при определении доли твердой фазы будет допущена ошибка. Удаление газа посредством сильного разбавления нежелательно, так как это приводит к снижению точности измерений, особенно при исследовании буррвых растворов с низким содержанием твердой фазы. Газ часто удаляют путем добавки пеногасителя (например, стеарата алюминия или высокомолекулярного спирта) и понизителя вязкости при необходимости разрушить структуру. Если этим способом не удается удалить весь газ, следует создать вакуум. Для использования в промысловых условиях имеются переносные вакуум-насосы. [c.113]

Анализ данных исследования состава растворенного в нефти газа в 910 залежах показывает, что в 21% залежей, наиболее часто встречающихся в природе, содержание суммы углеводородных газов составляет 40—50%. Наиболее вероятная средневзвешенная величина этого параметра для среднегипотетической залежи будет 41,6%. Для 50% залежей сумма углеводородных газов колеблется от 26,1 до 54,9%-Помимо углеводородных газов в пластовой нефти растворено и некоторое количество других газов, и в частности азота. Известно, что азот плохо растворяется в нефтях, поэтому наличие его даже в небольших количествах резко увеличивает давление насыщения. Из систематизированных данных анализов газа, выделившегося из нефти, по 921 залежам с определением содержания в нем азота в сумме с редкими газами вытекает (рис. 10), что почти для 70% залежей в составе газа содержится не более 15% азота, а для 40% его содержание не превышает 5%- Расчет показывает, что в нефти среднегипотетической залежи в газе, растворенном в нефти при пластовых условиях, будет содержаться около 8% азота. Средневзвешенная величина содержания азота в газе для 20% залежей будет изменяться от 5,0 до 10,3% и соответственно для 50% залежей — от 3,2 до 16,4%- [c.24]

Газоконденсатные месторождения имеют свои особенности формирования, которые определяются фазовыми переходами углеводородных растворов. Газовая фаза может переходить в жидкую и наоборот. В процессе погружения сжатие при росте давления приводит к появлению жидкой фазы, содержание которой возрастает до определенного предела. Дальнейшее повышение давления вызывает испарение жидкости и растворение образовавшегося пара в газе. Часть УВ нефти (преимушественно легких) таким образом растворяется в газе. При снижении давления эта часть газовой фазы выпадает в виде конденсата. Кроме того, материнская толща ниже ГЗН может пополнять залежь жирным газом и растворенным в нем легкими жидкими УВ. Содержание жидкой фазы в некоторых месторождениях Днепрово-Донецкого бассейна возрастает от 14 см м на глубине 2450 м (пластовое давление 25 МПа) до 76 мVм на глубине 4320 м (давление 44 МПа). В некоторых случаях содержание конденсата может достигать 800-900 см /м при давлении около 82 МПа, как это отмечено в месторождении Тенгиз в Казахстане. [c.355]

В нефтях Октябрьского района (таблица 2), как- правило,, растворено некоторое количество углеводородных газов." При этом содержание в нефтях пропана и изших углеводородов настолько мало, что не улавливается при производстве анализов на аппарате Подбильняка. [c.15]

Вода, поступающая с нефтью, обычно представляет собой соляной рассол с содержанием 1 — 10% ЫаС1. Кроме того, в ней могут присутствовать значительные количества солей кальция, магния, бария, сульфатов и других обычных компонентов морской воды. На pH этого рассола может оказывать влияние присутствие уксусной кислоты, двуокиси углерода и растворенных газов, и рассол обычно является слабокислым. Из-за перепада давления в скважинах из раствора выделяются газы, поэтому pH его в устье скважины может быть значительно выше, чем в глубине ее. По данным работы [3], эта разность достигает 2,5. Следовательно, измерение pH в устье скважины не дает прямого указания на степень коррозии в глубине. [c.189]

Содержание асфальтенов в остатках возрастает с повышением давления газа, в котором растворяется нефть. При высоких давлениях оно достигает 38—44%. Более детальный анализ смол, асфальтенов и масляных компонентов остатков дан в работе Ковалева и Жузе (1962). [c.55]

Исходная нефть, ее фракции, растворившиеся при двух условиях опыта, и остаток, полученный при 500 ат, были озолены, и в золах определено содержание ванадия и никеля. Результаты анализа приведены в табл. 23. Из таблицы видно, что фракции нефти, перешедшие в газовую фазу, при сжигании дают некоторое количество золы, причем зольность в них возрастает нри переходе от 300 к 500 ат. Основная же часть золы (1,09%) связана с остатком. В золе растворившихся в газе фракций нефти обнаружено присутствие ванадия и никеля из этого следует, что во фракциях содержались металлоорганические комплексы. [c.56]

Жидкости и газы, насыщающие нефтегазоконденсатные пласты, представляют собой смеси углеводородных, а также неуглеводородных компонентов, некоторые из которых способны растворяться в углеводородных смесях. При определенных режимах разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений в пласте возникает многофазное течение сложной многокомпонентной смеси, при котором между движущимися с различными скоростями фазами осуществляется интенсивный массообмен. Переход отдельных компонентов из одной фазы в другую влечет за собой изменение составов и физических свойств фильтрующихся фаз. Такие процессы происходят, например, при движении газированной нефти и вытеснении ее водой или газом, при разработке месторождений сложного комйонентногс ( ава (в частности, с большим содержанием неуглеводородных компонентов), при вытеснении нефти оторочками активной примеси (полимерными, щелочными и мицеллярными растворами различными жидкими и газообразными растворителями). Основой для расчета таких процессов служит теория многофазной многокомпонентной фильтрации, интенсивно развивающаяся в последние годы. Вместе с тем заметим, что область ее применения шире, чем здесь указано, и эта теория имеет важное общенаучное значение. [c.252]

Газы с наибольшей теплотой сгорания образуются при нагреве нефтяного сырья и в результате различных деструктивных технологических процессов. В зависимости от процесса пере- аботки углеводородного сырья состав этих газов изменяется. Так, газ установок прямой перегонки нефти содержит 7—10% )Онана и 13—30% бутана, газ установок термокрекинга богат метаном, этаном н этиленом, газ установок каталитического крекинга — бутаном, изобутиленом и пропиленом. Многие из перечисленных газов служат ценным сырьем для химической н )омышленностн. Для нефтезаводских газов, полученных из сернистого сырья, характерно значительное содержание сернистых соединений и, в частности, сероводорода. Присутствие его в нефтяном газе крайне нежелательно, так как он вызывает интенсивную коррозию и очень токсичен. Поэтому на многих заводах газы подвергают мокрой очистке растворами этанолами-нов, фенолятов, соды и др. [c.110]

В начальный период циркуляции в газовую фазу переходили более легкие фракции нефти. С уменьшением же содержания нефтн в песке газ извлекал более тяжелые компоненты. Поэтому плотность фракций нефти, выделяющихся в сепараторе, постепенно возрастала от 0,899 в начале опыта до 0,940 г/смз в конце опыта. Вместе с нефтью углекислый газ растворял и воду, содержавшуюся в породе. Отбор нефти составил 51% от потенциала. [c.106]

Способ, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 1437-56) в СССР, аналогичен описанным выше, в которых об])азовавшийся при сгорании сернистый газ фиксируется при помощи раствора перекиси водорода, окисляющей 80г в 80д. Применяется он для определения содержания серы в маслах, нефтях, коксе и остаточных нефтепродуктах. [c.413]

Сераорганические соединения входят в состав большинства нефтей. По содержанию и составу сернистые соединения нефти сильно различаются. В нефтях, кроме элементной серы и сероводорода, присутствуют и органические соединения двухвалентной серы меркаптаны, сульфиды, тиофены, соединения типа бензо- и дибензотиофенов. Поэтому проблема технологии нефтехимической переработки серосодержащих нефтяных фракций требует разработки качественно новых экспрессных методов оценки физико-химических свойств фракций и входящих в них компонентов. В частности, таких важнейших характеристик реакционной способности, как потенциал ионизации (ПИ) и сродство к электрону (СЭ), которые определ пот специфику взаимодействия веществ с растворителями, термостойкость и другие свойства [1]. Чтобы перейти к изучению фракций серосодержащих нефтей целесообразно изучить зависимости изменений физико-химических свойств в гомологических рядах индивидуальных соединений, содержащих серу Определенные перспективы в этом направлении открывает электронная абсорбционная спектроскопия. Целью настоящей работы является установление существования подобных зависимостей между ПИ и СЭ в рядах органических соединений серы и логарифмической функцией интегральной силы осциллятора (ИСО). Основой данной работы явились закономерности [2-4], что ПИ и СЭ для я-электронных органических веществ определяются логарифмической функцией интегральной силы осциллятора по абсорбционным электронным спектрам растворов в видимой и УФ области. Аналогичные результаты получены для инертных газов. Обнаружена корреляция логарифмической функции ИСО в вакуумных ультрафиолетовых спектрах, ПИ и СЭ [3]. [c.124]

Обводненность добываемой нефти верхних горизонтов Ромашкинского месторождения растет очень быстрыми темпами. При такой высокой обводненности значительная часть кислых газов будет растворена в юде. С повышением давления содержание сероводороде в газоюй фазе может быть незначительно. Поскольку сепарация на первой ступени осуществляется при сравнительно низших давлениях (4-6 кгс/см ), переход сероводорода в газовую фазу будет небольшим только при условии быстрого осуществления процесса сепарации и замедленного протекания разгазирования воды. [c.26]

Иопытания показали, что эффект улавливания сероводорода раствором гидроокиси железа является значительным, а способ вполне ариемлем для создания ряда сероочиотных блочных установок малой производительности для газов с большим содержанием сероводорода, добываемого с нефтями верхних горизонтов. [c.30]

Анализ сернистых соединений нефтяных дистиллятов сопряжен со значительными трудностями. Строение этих веществ сложнее строения углеводородов, в растворе которых они находятся, а содержание их в нефтепродуктах весьма мало (в среднедистиллятных фракциях высокосернистых нефтей не более 5—7 вес. %). Поэтому ни один из современных аналитических методов не позволяет с исчерпывающей полнотой определить состав нефтяных сернистых соединений. Лишь комбинируя методы определенным образом, удается решить эту задачу. Достоверность результатов во многом зависит от того, как подготовлено сырье для исследования. Насколько важна подготовка материала и насколько она может быть индивидуальна и неповторима для другого сырья, показывает следующий пример. Фракцию 111—150° С нефти месторождения Уассон (США) вначале в изотермических условиях разгоняли на узкие фракции. Из этих фракций специальными комбинированными методами были удалены меркаптаны (опи могли помешать определению соединений других классов). Однако даже такой подготовки оказалось недостаточно. Поэтому узкие фракхщ-подвергли гидрогеполизу. В результате сернистые соединения восстановились до соответствующих углеводородов, которые и были обнаружены методом газо-жидкост-ной хроматографии. Для проверки были проведены параллельные исследования методами ИК- и масс-спектрометрии, которые подтвердили правильность результата основного анализа. [c.75]

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]

НЫХ методов анализа (например, применение фотоэлектрических фотометров, рН-метров). В ходе управления процессами обогащения угля и переработки нефти использовали в основном данные анализа, характеризующие анализируемую пробу в целом, например температуру затвердевания или температуру вспышки, предел воспламеняемости или данные об отношении анализируемой пробы к действию раствора перманганата калия. Определение ряда таких характеристик, например определение плотности и давления паров, определение вязкости или снятие кривых разгонки, можно осуществлять при помощи приборов. Указанные методы анализа важны для контроля качества веществ, но они не соответствуют современному уровню исследований и контроля производства, а также не способствуют прогрессу в этих областях. Развитие аналитической химии происходит в направлении внедрения физико-химических методов анализа или методов, использующих специфичные свойства веществ, при этом на первый план выдвигаются методы газовой хроматографии. В связи с этим на примере развития газовой хроматографии можно проследить тенденции развития аналитической химии в целом. Метод газовой хроматографии известен с 1952 г., в 1954 г. появились первые производственные образцы газовых хроматографов, а уже в 1967 г. четвертая часть всех анализов, проводимых на нефтеперерабатывающих заводах США, осуществлялась методом газовой хроматографии (А.1.13]. К 1968 г, было выпущено свыше 100 ООО газовых хроматографов [А.1.14], и лишь небольшую часть из них применяли для промышленного контроля. Газовые хроматографы были снабжены детекторами разных типов в зависимости от специфических свойств анализируемого вещества, его количества и молекулярного веса, позволяющими провести определение вещества при его содержании от 10 до 100% (в случае определения летучих неразлагающихся веществ в газах — при содержании 10- %). К подбору наполнителя для колонок при разделении различных веществ подходили эмпирически. В 1969 г. появились газовые хроматографы, которые наряду с различными механическими приспособлениями содержали элементы автоматики. Для расчета результатов анализа по данным хроматографии и в лаборатории и в ходе контроля и управления процессом применяли цифровые вычислительные машины в разомкнутом контуре. В настоящее время эти машины вытесняются цифровыми вычислительными машинами в замкнутом контуре. При этом большие вычислительные машины со сложным оборудованием можно заменить небольшими. В будущем результаты анализа можно будет получать гораздо быстрее. Методы газовой хроматографии в дальнейшем вытеснят и другие методы анализа мокрым путем и внесут значительный вклад в автоматизацию процессов аналитического контроля. Внедрение техники и автоматизации в методы аналитической химии будет способствовать увеличению числа специалистов с высшим и средним специальным образованием, работающих в области аналитической химии. В настоящее время деятельность химиков-аналитиков выглядит совершенно иначе. Химик-аналитик должен обладать специальными знаниями в области химии, физики, математики и техники, а также желательно и в области биологии и медицины. Все это необходимо учесть при подготовке и повышении квалификации химиков-аналитиков, лаборантов и обслуживающего пс[)сонала. [c.438]

Если скважина фонтанная и работы ведутся с целью ликвидации утечек во фланцевых соединениях колонных головок, то сначала следует заглушить скважину, затем проверить состояние воздушной среды у устья газоанализатором, как было сказано выше. В случае содержания газов и паров нефти выше ПДК необходимо определить места пропуска мыльным раствором. При возникновении необходимости резки обсадных колонн резцы труборе-зки нужно увлажнять подачей водяной струи. [c.280]

Вся исследовавшаяся нефть содержит в составе растворенного газа значительное количество азота. Особенно много азота в пластовой нефти скв. 332 — около 19 сж /сж . Значительно меньше азота растворено в пластовой нефти СКВ. 952 и 198 — соответственно 6,5 и 5,4 см в 1 см нефти. Относительное содержание азота наиболее высокое в нефти скв. 952 — около 56%. [c.43]

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]

В работе рассмотрено использование парогазовой смеси — смеси продуктов сгорания с водяным паром — для закачки в нефтяные пласты с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи и увеличения нефтедобычи. Парогазовая смесь может быть получена сжиганием жидкого или газообразного топлива под давлением, необходимым для закачки ее в пласт с впрыском воды в конце зоны горения. Общее количество парогаза, получаемое с I кг топлива, составляет около 30 кг (13 кг пара и 17 /сг сухого газа). Сухие продукты сгорания, входящие в парогазовую смесь, характеризуются следующим составом СОг 13,2 % объемн.. О, 15% объемн., 85,3% объемн. Все компоненты активно участвуют в процессе вытеснения нефти из пласта. В призабойной зоне действие пара в парогазовой смеси аналогично действию чистого пара. Вода, образовавшаяся в результате конденсации пара, насыщается Oj и превращается в карбонизированную воду с хорошими нефтеотмывающими свойствами. Азот, составляющий значительную часть парогазовой смеси, частично растворяясь в нефти, будет способствовать увеличению ее объема и создавать условия для лучшего ее вытеснения. Кроме того, парогазовые смеси могут быть получены окислением воздухом высокообводненных горючих с содержанием их от 2 до 7% при неполном испарении воды (процесс Циммермана). [c.118]

Причинами обогащения газом являются поступление его из газо-пефтяных горизонтов выделение газа и воздуха, растворенных в буровом растворе при снин<ении давления, поверхностного натяжения и действия некоторых других факторов поступление в раствор воздуха, подсасываемого насосами и содержащегося в утяжелителе стабилизация образовавшейся пены реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов. Последняя причина в связи с усилением роли химической обработки особенно значительна. Такие реагенты, как ССБ, КССБ, различные ПАВ, вызывают интенсивное пенообразование. В некоторых случаях пену вызывают УЩР, крахмал, ПФЛХ, синтаны, добавки нефти, особенно при малом содержании низкоколлоидной твердой фазы и т. п. Во многих практически важных случаях необходимость дегазации обусловлена вспениванием растворов именно в результате химической обработки. [c.211]

Алюминий и его сплавы имеют весьма высокую стойкость в нефти, нефтепродуктах, газовом конденсате и сжиженных газах агрессивность нефти определяется содержанием примесей и воды. В растворах сероводорода может происходить заметное смещение потенциалов алюминия и его сплавов в сторону положительных значений (в область пассивности). Высокая коррозионная стойкость алюминия и его сплавов в сероводородсодержащих средах, характерных для нефтяной и газовой промышленности, является весьма ценным качеством их как перспективных конструкционных материалов в резервуаростроении. [c.57]