Вытесняющая жидкость

Широкое распространение, в особенности за рубежом, при групповом анализе углеводородных смесей получил метод жидкостной хроматографии на силикагеле в присутствии флуоресцирующих (люминесцирующих) индикаторов — метод ФИА [153]. Сущность метода состоит в том что в колонку с силикагелем вводится анализируемая фракция с небольшим количеством флуоресцирующих индикаторов и красителя. В качестве вытесняющей жидкости служит этанол. Углеводороды при движении по силикагелю разделяются на зоны насыщенных алкенов и аренов. [c.129]

Необходимо отметить, что проницаемость керна по нефти зависит от вида фильтруемой нефти. Так, для исходной нефти она меньше абсолютной в 5 раз, для нефти без порфиринов — в 2,4 раза, для деасфальтированной — в 2 раза. Подобная зависимость проницаемости от вида нефти свидетельствует о влиянии поверхностно-активных веществ нефти на степень извлечения ее из пласта и о необходимости производить выбор вытесняющей жидкости с учетом этого влияния. [c.191]

При поглощении этой фракции в колонку вновь добавляли слой свежего силикагеля толщиной 1—4 см и нал шали вытесняющую жидкость — этиловый сиирт в количестве 50 мл, а после его поглощения — дистиллированную волу. [c.98]

Таким образом, эффективность вытеснения возрастает с ростом вязкости Лв вытесняющей жидкости и уменьшением вязкости Т1 вытесняемой нефти. Например, применение пен и загустителей, повышающих вязкость воды, нагнетаемой в нефтяной пла ст, может значительно повысить полноту вытеснения и увеличить нефтеотдачу. [c.241]

Прибор состоит из стеклянной пипетки 1 с двумя отметками верхний конец пипетки заканчивается трехходовым краном 2, а нижний соединен с напорной грушей 4 резиновой трубкой. В качестве вытесняющей жидкости служит ртуть. [c.239]

В других опытах вытесняющей жидкостью был этилбутират, а вытесняемой— бензол. Плотности этих жидкостей отличались только на 0,001 г-см вязкость этилбутирата превышала вязкость бензола лишь на 0,03 сПз, Скорость движения вытесняющей жидкости, отнесенная ко всему поперечному сечению колонны, в различных опытах составляла приблизительно от 2-10- до 130-10 м-с . При этом было отмечено, что во всех опытах при различной высоте пористого слоя и различной скорости движения вытесняющей жидкости концентрация ее при выходе из пористого слоя составляла 0,5 массовых долей, когда объем поступившей в колонну вытесняющей жидкости был равен объему пор. Последняя закономерность приблизительно соответствует зависимостям, найденным при изучении процесса промывки, [242, 243]. [c.220]

Распределение приемистости по толщине пласта, как показали опыты, мало зависит от вязкости закачиваемого раствора и определяется проницаемостью пропластков. Характер профилей приемистости определяется точностью измерений, и они не всегда могут служить надежным критерием оценки изменения нефтеотдачи в зависимости от изменения вязкости вытесняющей жидкости. [c.128]

Выходной щтуцер капилляров подсоединен к колонкам, наполненным водой, используемой в опытах в качестве вытесняющей жидкости. [c.141]

Очевидно, что для определения содержания погребенной воды в керне при проведении эксперимента необходимо создать давление вытеснения, равное пластовому давлению вытеснения пласта. Естественно, что при использовании керна данного месторождения, глубинной пробы нефти и воды, используемой при заводнении (или пластовой) будут соблюдены условия, соответствующие пластовым. При использовании непластовых жидкостей следует предположить, что главные радиусы кривизны г и Гч зависят только от степени насыщенности породы, а не от физико-химических свойств вытесняемой и вытесняющей жидкостей, что, безусловно, не отвечает действительности. [c.168]

Учитывая высокий класс точности замера объема вытесняемой жидкости (точность пресса 0,01 см ), погрешность в проводимых опытах не превышала 1% при определении остаточной водонасыщенности и 37о при определении остаточной нефтенасыщенности. [c.171]

Так, при прочих равных условиях (проницаемость грунта 0,40 Д, скорость вытеснения 10 м/мес, вытесняющая жидкость— [c.181]

Как уже было указано, газы, хота и в незначительной степени, растворимы в воде, а потому в качестве напорной жидкости следует пользоваться насыщенным раствором хлористого натрия или еще лучше сернокислого натрия. При работе с водными растворами нужно учитывать упругость паров этих растворов и для получения точных результатов вводить поправку на присутствие в газе водяных паров. Для более точного определения состава газа в качестве вытесняющей жидкости следует применять ртуть, упругость пара которой при комнатной температуре очень мала, и растворимость газа в ней ничтожна. При анализе газов, содержащих сероводород, следует пользоваться только ртутными затворами. [c.826]

Площадь лобовой поверхности лопатки, вытесняющей жидкость, в общем случае определяется выражением [c.102]

Снижение проницаемости породы и увеличение давления закачки под действием естественной микрофлоры также подтверждено нами в лабораторном эксперименте по ОСТ 39-195-86 с моделированием процесса заводнения на линейной модели пласта при фильтрации воды с микроорганизмами [8]. При этом с целью моделирования многолетней закачки на промысле необработанной воды в опытах содержание микроорганизмов поддерживали на более высоком уровне ГТБ —10 кл/см , СВБ — 10 кл/см . Модельную среду готовили порциями и через 2-3 дня вводили в систему в качестве вытесняющей жидкости. Вытеснение нефти проводили с постоянной линейной скоростью [c.40]

МПа, а в опыте 2 этот параметр изменился от 0,05 до 0,22 МПа, т. е. в четыре раза. Относительная стабилизация процесса происходит при пропускании через модель 20-22 поровых объемов вытесняющей жидкости с микроорганизмами. [c.42]

В насыпных моделях пласта объем порового пространства и пористость определялись весовым методом, остаточная вода создавалась вытеснением воды нефтью. Степень изменения насыщенности нефтью и водой контролировалась весовым и объемным методами. В исследованиях использовалась дегазированная пластовая нефть. В качестве вытесняющей жидкости - сточная промысловая вода плотностью 1024 кг/м модель пластовой воды плотностью 1100 кг/м Арланского месторождения. Вытеснение нефти водными растворами разных концентраций ПФР производилось как при начальной, так и при остаточной нефтенасыщенности с постоянной линейной скоростью. Коэффициент вытеснения нефти и остаточная нефтенасыщенность определялись объемным методом. При вытеснении нефти водой и растворами ПФР отбирались пробы для определения содержания металлопорфириновых комплексов нефти и адсорбции, измерения концентрации ПФР. Концентрация ЛПЭ-ПВ измерялась спектрофотометрическим методом. Для оценки нефтевытесняющей способности водных растворов ПФР в модель пласта подавались малообъемные оторочки, а также производилось сплошное закачивание реагента. Результаты исследований представлены в табл.46 и 47. [c.166]

На вытеснении нефти водой или газом основана технология ее извлечения из недр при разработке месторождений. Этот процесс является основным как при естественном водонапорном режиме (при вторжении в пласт краевой воды или газа газовой шапки, продвигаюших нефть к забоям добывающих скважин), так и при так называемых вторичных методах добычи нефти - закачка вытесняющей жидкости или газа через систему нагнетательных скважин для поддержания давления в пласте и продвижения нефти к добывающим скважинам. [c.228]

Объясните преимущество использования ртути вместо воды в качестве вытесняемой жидкости при измерении объемов газов. [c.21]

Функция п (8 (1.36) характеризует не только изменение водонасыщенности потока жидкости в любом сечении пласта с известной водонасыщенностью но и определяет значение и скорость обводнения продукции скважин. Поэтому значения этой функции изучались более детально путем проведения многочисленных расчетов при различных значениях динамической вязкости нефти и коэффициента проницаемости пористой среды. На рис. 1.2 построены графики функции п (8 ) при различных значениях отношения вязкости воды к вязкости нефти. Из графиков видно, что на характер роста обводненности добываемой нефти в значительной степени оказывает влияние значение соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей. [c.31]

На рис. 1.5 представлены кривые зависимости безводной нефтеотдачи от отношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей. Безводная нефтеотдача уменьшается с ростом этого отношения. При принятом расстоянии между нагнетательными и добывающими скважинами разница между значениями безводной нефтеотдачи с учетом и без учета распределения водонасыщенности составляет 3—5%. [c.36]

Для удаления неуглсводородных примесей исследуемая фракция обрабатывалась серной кислотой (уд. вес 1,81) в тече [ие 15 мин, кислота бралась в количестве 8—10% к обрабатываемой фракции. Затем фракция 200—ЙБО С промывалась слабым раствором соды и дистиллированной водой, сушилась над хлористым кальцием и перегонялась в вакууме. После этого фракция дсароматизировалась при помощи хро-матсграфической адсорбции на силикагеле марки КСМ, с величиной зерен 80—180 мещ. В процессе адсорбции применялся пентан в качестве вытесняющей жидкости. [c.38]

Обычно мицеллярный раствор используют в форме оторочки. При заводнении пластов с оторочкой мицеллярного раствора возможно увели-ченпе и коэффициента вытеснения, и коэффициента охвата. Это объясняется небольшим межфазным натяжением на поверхности раздела между раствором и вытесняемой нефтью, а также повышенной вязкостью вытесняющей жидкости. [c.191]

Предполагалось, что неполярные жидкости должны хотя бы частично вытеснять с поверхности силикагеля сорбированные вещества, но непрочно сорбироваться сами. В серии опытов наблюдали поведение порошка силикагеля в среде четыреххлористого углерода. Порошок силикагеля предварительно освобождали от сорбированной воды, просушивали при 200° С. При перемешивании сухого силикагельного порошка с четыреххлористым углеродом можно было наблюдать бурное выделение пузырьков вытесняемых жидкостью газов и при достаточном количестве порошка — образование полупрозрачной студнеподобной массы, не выпадающей из сосуда при его опрокидывании. [c.66]

Первое из условий (8.13) означает, что в момент времени t = О (до начала процесса вытеснения) в пласте имеется некоторое известное распределение насыщенности. вытесняющей фазы, определяемое функцией ф(х). Согласно второму условию (8.13), при / >0 в пласт через нагнетательную галерею, расположенную на линии д = О, закачивается вытесняющая жидкость (вода), насыйденность которой при. х = О меняется со временем по заданному закону В некоторых случаях [c.233]

При закачке в пласт вытесняющей жидкости (фаза 1) через одиночную скважину задача становится осес метритаои. В этом случае, представив операторы дивергенции и градиента в полярных координатах (см. прил. 6), из уравнений (9.7) и (9.8) получим соответственно [c.259]

Проведены опыты в трех стеклянных колоннах высотой 30, 60 и 120 см н диаметром 38 мм, заполненных плотным слоем песка пористостью 0,35—0,40, по вытеснению водного раствора хлорида натрия одной концентрации таким же раствором другой концентрации [246]. При этом установлено, что процесс вытеснения протекал различно в завнсимостн от того, использовался ли в качестве вытесняющей жидкости раствор большей концентрации и соответственно большей вязкости или применялся раствор меньшей концентрации и соответственно меньшей вязкости. После того как вязкость менее концентрированного раствора при добавлении необходимого количества сахарозы стала равной вязкости раствора большей концентрации, процесс вытеснения протекал одинаково, независимо от того, какая из жидкостей использовалась в качестве вытесняющей, В данном случае закономерности процесса вытеснения соответствовали закономерностям этого процесса при использовании более концентрированной и более вязкой вытесняющей жидкости. [c.220]

Но, во-первых, эти опыты были проведены с керосинометановой смесью, т. е. вытесняемая жидкость была неполярной и тем самым не могла гид-рофобизовать пористую среду во-вторых, вытеснение проводили при скоростях 0,3— [c.179]

В экспериментах на модели с единичным малопроницаемым включением, как и следовало ожидать из теоретических соображений, наблюдалось опережение водонефтяного контакта на участке с пониженной проницаемостью. При этом с увеличением скоростей нагнетания воды опережение фронта вытеснения в малопроницаемом включении уменьшается. Однако, несмотря на чрезмерно большие скорости нагнетания воды, полного выравнивания или даже отставания фронта вытеснения в соответствии с проницаемостью включения не было достигнуто. Это объясняется тем, что в данных исследованиях использовалась система с повышенным поверхностным натяжением и углом смачивания, приближающимся к 0°. Так же, как в микронеоднородных пористых средах, в макронеоднородных системах подобного типа для выравнивания фронта воды целесообразно в качестве вытесняющих жидкостей использовать растворы с высоким поверхностным натяжением (а = 0,045 Н/м) и углы смачивания 45—60°. [c.109]

Как упоминалось ранее, в механизмах воздействия различными физико-химическими агентами на нефтяные пласты с целью повышения нефтегазоотдачи существенную роль играют сорбционные явления, которые относятся к микропроцессам на границах раздела фаз в пористой среде, к обменным микропроцессам в системе пласт—насыщающая (или вытесняющая) жидкость. В сущности при большинстве реализуемых методов повышения нефтегазоотдачи такие микропроцессы происходят, а в некоторь случаях принципиально определяют сущность механизма воздействия рабочего агента. [c.161]

Высшие ароматические углеводороды из нефтяных фракций представлены различными циклическими системами. Их можно выделить из более или менее узких нефтяных фракций при помощи хроматографических методов. После пропускания раствора масел или самих масел через силикагель все углеводороды, содержащие ароматические ядра, поглощаются и затем могут быть выделены вытеснением растворителями. Если пользоваться в качестве вытесняющей жидкости легким бензином, не содержащим ароматических углеводородов, и собирать последовательные порции ароматических углеводородов, можно, удалив легкий бензин, убедиться в том, что свойства выделенных ароматических углеводородов последовательно изменяются. Сперва идет фракция, называемая легкими ароматическими углеводородами, обладающая удельным весом от 0,87 до 0,89 и показателем преломления от 1,485 до 1,498. Следующая фракция — средних ароматических углеводородов — имеет удельный вес от 0,89 до 0,96 и показатель преломления от 1,500 до 1,540. Наконец, последней извлекается фракция удельного веса 0,97 до 1,03, с показателем преломления от 1,55 до 1,59. Эти пределы колеблются в зависимости от сорта нефти и температуры кипения исследуемой фракции и приведены здесь только в качестве иллюстрации. Очевидно, что ароматические углеводороды имеют совершенно различную структуру и переменное содержание боковых цепей метановой или нолиметиленовой природы. [c.117]

Вытесняющими жидкостями били водопроводная вода, водный раствор монокарбоновых кислот с содержанием кислот 20,2 , а также йейтрализо-ванный кислотный раствор. ф [c.15]

При увеличении толщины водной прослойки сопротивление движению капли уменьшается. Следовательно, сопротивление движению диспергированной нефти в пористой среде должно уменьшаться при увеличении толщины пленки, т. е. при возрастании скорости движения капель, вязкости вытесняющей жидкости и радиуса поровых каналов, а также при уменьшении поверхностного натяжения на границе раздела нефть — вода и вязкости нефти. С уменьшением скорости движения толщина водной прослойки уменьшается, вследствие чего возрастает сопротивление ее движению и она остапавливается. При больших концентрациях активных компонентов в нефти скорость утончения водной прослойки и вероятность ее разрыва при остановке капель увеличиваются. С этой точки зрения очень важно, чтобы в процессе вытеснения нефти водой из пористой среды не было остановок, так как в последующем для отрыва капель от твердой поверхиости и их сдвига в порах требуется значительный перепад давления. [c.164]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология