Нефть, исследование определение воды

Определение воды по методу Дина и Старка показало, что исследованные образцы нафталанской нефти содержали 0,8 и 0,4% воды. [c.41]

Подробное сравнительное исследование различных способов определения воды произвел Сельский (477). Это исследование лишний раз показывает, что интересы потребителя и продавца нефти всегда противоположны, как только дело касается определения содержания воды. Ясна также безнадежность предложений каких-либо методов, приемлемых и удобных для обеих сторон. [c.37]

Для количественного определения воды, кроме ксилольной пробы, международная комиссия по установлению единообразных методов исследования нефти и ее продуктов. предложила способ нагревания испытуемого масла на масляной бане, причем о количе-. стве воды судят но потере веса масла, за вычетом самого испарившегося масла, для чего в тех же самых условиях нагревают навеску предварительно обезвоженного хлористым кальцием масла. Для очень густых масел ограничиваются нагреванием. только той навески, в которой определяется вода. Здесь однако возможно окисление масла, которое компенсирует потерю воды. [c.231]

Исследованиями сотрудников Уфимского нефтяного института установлено, что закачиваемые в нефтяной пласт ПАВ влияют не только на процессы, связанные с молекулярно-поверхностными свойствами границ раздела систем нефть — вода — порода, но и на объемные свойства вытесняемой нефти. В результате диффузии в нефти концентрируется определенное количество ПАВ, поступающего в пластовую систему с водой. Лабораторные исследования показывают, что растворение неионогенных ПАВ типа ОП-Ю или ОП-4 в нефти изменяет ее вязкостную характеристику аномально высокие значения вязкости нефти наблюдаются при значительно меньших градиентах давления. Влияние концентрации реагента ОП-4 в нефти на ее реологические свойства показано в табл. 22. [c.86]

Определение диффузии реагента из водных растворов в нефть. Исследование процесса диффузии реагента из водных растворов в нефть проводится как при атмосферном, так и при повышенном давлениях. Для этого готовят водные растворы исследуемых химических веществ в дистиллированной воде (100 мл) заданной концентрации. Затем приготовленные растворы в объеме 50 мл заливают в делительную воронку, заполненную нефтью (50 мл). Схема устройства представлена на рис. 51. Предварительную подготовку нефти к эксперименту проводят по известным методикам [50]. Содержимое воронки осторожно перемещают встряхиванием и закрывают светонепроницаемым чехлом, после чего устанавливают в штатив. Водные растворы реагента различной концентрации и нефть оставляют в контакте на время, заданное условиями опыта, но позволяющее определить интенсивность в течение первых 24 ч. Оставшуюся часть водных растворов реагента переливают в контрольные колбы с притертыми пробками и выдерживают в течение времени опыта. По истечении времени эксперимента осторожно отбирают пробы водных растворов исследуемого реагента для определения его концентрации одним из методов, описанных ранее. Для контроля и определения ошибки эксперимента определяют также концентрацию реагента, находящегося в контрольных колбах. Концентрация реагента в воде после контакта с нефтью рассчитывается как среднее трех параллельных опытов. [c.129]

Методы определения размеров потерь собственно нефти в сточных водах также не вызывают недоверия, и полученными данными (если правильно и часто отбирались пробы для исследования) можно пользоваться при разработке технических решений по их сокращению и особенно по пресечению причиняемого ими вреда народному хозяйству (отравление лугов, водоемов и воздуха.). [c.283]

Как показывают исследования, не все поры и каверны в породах заполнены флюидом, так как часть из них изолирована, т. е. не сообщается с другими открытыми порами. При определении коллекторских свойств пород интерес представляют только те пустоты, которые заполнены жидкостью или газом и по которым может происходить движение флюида. Поэтому различают общую (абсолютную) и открытую пористости. Общая пористость — это суммарный объем всех пор, каверн, трещин (открытых и закрытых). Открытой пористостью принято называть объем сообщающихся между собой пор, каверн, трещин, заполненных флюидом (нефть, газ или вода). Открытая пористость всегда меньше общей на величину объема изолированных (замкнутых) пор и пустот. [c.47]

Исследование горения бензина в резервуарах диаметром 5,3 и 8,6 м показало, что образование прогретого слоя в бензине не наблюдается при горении в резервуарах, диаметр которых превышает 5 м. Подобным образом происходит формирование прогретого слоя при горении нефти и других жидкостей со сравнительно низкой температурой кипения. Следует добавить, что процесс прогревания нефти связан с наличием в ней влаги. Если в нефти содержится много влаги, то она может прогреваться даже в том случае, если температура кипения ее сравнительно высока. Это объясняется тем, что вода резко снижает точку кипения жидкости. Вода, находящаяся в виде капель в слое нефти, при определенных условиях закипает, что способствует возникновению интенсивных конвективных потоков. Аналогичное явление наблюдается и при горении влажного мазута. На процесс прогревания мазута, помимо влаги, оказывает значительное влияние образование на поверхности жидкости коксового остатка, разогретого до высоки.х температур, который, опускаясь вниз, нагревает лежащие ниже слои. [c.24]

Из приведенных данных видно, что исследованные препараты ПАВ можно разделить на две группы — активные, разрушающие эмульсии при обычной температуре, и менее активные, присутствие которых предотвращает образование эмульсий воды в нефти при определенном соотношении воды и нефти, но которые не разрушают уже образовавшихся эмульсий. [c.80]

Результаты теоретических и экспериментальных исследований подобного рода течений воды (плотины и дамбы) и нефти (пласты) в грунтах обобщены в монографиях [22]. Успешно проанализированы многие практически важные задачи о распределении давления и потоков, когда масштабы течения столь велики по сравнению с размерами зерен, что весь зернистый слой можно считать квазиоднородной средой с одной обобщен- ной характеристикой — проницаемостью. Структура же потока и поле скоростей в промежутках между зернами изучены слабо. Поэтому приходится в основном базироваться на различных, весьма идеализированных моделях этой структуры, рассчитывать на основании введенной модели. проницаемость слоя и. сопоставляя с экспериментом, вводить определенные поправки и [c.33]

Определение количества погребенной воды методом капиллярного замещения получило широкое распространение. Однако эти исследования вели на моделях нефти при атмосферном давлении. [c.167]

Для определения температуры, при которой соблюдалось бы это условие, были проведены соответствующие исследования и построена графическая зависимость отношений вязкостей воды и нефти СКВ. 5 и 71 от температуры (рис. 108). По рисунку находили температуру, при которой соотношение подвижностей выполнялось. Эта температура оказалась равной 38° С. [c.194]

Исследования показывают, что при растворении нефти в водную фазу переходят в основном низкомолекулярные неокрашенные компоненты, поэтому составы растворенной и растворяемой нефти значительно различаются. Следовательно, при использовании методов [7, 8] для определения растворенной нефти приготовление стандартных растворов необходимо производить из нефтепродуктов, выделяемых непосредственно из воды. [c.55]

В основу экспериментальных исследований определения коэффициента вытеснения нефти водой и растворами химреагентов положен метод фильтрации при постоянном расходе, а в некоторых случаях - при постоянном градиенте давления. Схема вытеснения на двухслойной модели пласта разной проницаемости представлена на рис. 4.2. Такая схема достаточно широко используется в лабораторных условиях институтов для моделирования фильтрации многопластовых объектов разной проницаемости (БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, СибНИИНП, ВНИИнефть, ВНИИЦ Нефтегазтехнология и другие). Процедура вытеснения нефти водой и растворами химреагентов из двухслойной модели пласта описана ниже. [c.102]

Одна из основных задач исследования вытеснения нефти — определение зависимости показателей разработки от параметров пласта, свойств насыщающих и закачиваемых жидкостей, режима закачки, величины отбора и др. С этой целью строят различные математические модели — расчетные схемы неоднородных пластов п процессов фильтрации жидкостей в них. В настоящее время для исследования разработки и прогнозирования его показателей в условиях вытеснения нефти водой из неоднородных пластов применяется целый ряд расчетных схем. Анализ их, приведенный во многих работах [2, 27, 31 и др.], позволяет выделить наиболее характерные особенности в принципах их построения. [c.195]

Метод обезвоживания, подбирается исходя из разновидности эмульсии. Из нестабилизированных эмульсий воду отделяют путем отстаивания, для ускорения процесса эмульсию подогревают. Отделение воды из стабилизированных эмульсий осуществляют на основе таких сложных методов, как химическая обработка, термообработка, электрическая обработка и сочетание этих методов. Перед проведением обезвоживания и обессоливания проводят лабораторные исследования для определения содержания воды, имеющихся примесей, а также состояния, в котором вода находится в нефти. Процессы обезвоживания и обессоливания аналогичны, так как вода удаляется из нефти вместе с растворенными в ней минеральными солями. Для более полного обессоливания в нефть подают дополнительно пресную воду, растворяющую минеральные соли. [c.39]

Межфазное поведений углеводородов, их смеси или нефти в многокомпонентных системах можно моделировать алканами. Для любого углеводорода существует свой алкановый эквивалент (а.э.), который показывает, что углеводород ведет себя в системе аналогично алкану с соответствующим числом углеводородных атомов. Число атомов углеводорода алкановой цепи, соответствующее а, принято называть алкановым углеводородным числом (а.ч.). Хотя алкановое число является характеристикой исследуемой системы в целом при определенных температурах, концентрации электролитов, структуре и концентрации сопутствующих ПАВ, оно может быть характеристикой самого ПАВ. Влияние различных параметров на а.ч. описывается эмпирическими корреляциями, основанными на исследованиях как индивидуальных, так и сложной смеси технических ПАВ. Введение электролитов в водный раствор суль-фанатов приводит к обогащению межфазного слоя ПАВ. Однако не всегда обеспечиваются условия для оптимального распределения их между водной и углеводородными фазами. Высокое сродство поверхностно-активных веществ к обеим граничащим фазам достигается добавлением в систему сопутствующих ПАВ, в качестве которых наиболее часто используют спирты [19, 20]. Наличие спиртов ведет к образованию более разрыхленной структуры межфазного слоя. Увеличение длины радикала спирта способствует повышению сродства системы к углеводородной фазе, что снижает оптимальную концентрацию электролита и увеличивает глубину минимума межфазного натяжения [19, 20]. Низшие спирты вызывают обратный эффект. Увеличение количества атомов углерода в боковой цепи сопутствующих ПАВ мало сказывается на изменении а. Например, трет-бутиловый и изопропиловый спирты оказывают такое же действие на систему вода-ПАВ-углеводород, как и этанол. [c.10]

Оказалось, что различные анионоактивные и неионогенные (алкилсульфаты, алкиларилсульфаты, оксиэтилирован-ные алкилфенолы и др.) способны эмульгировать некоторые загрязнения водоемов, в том числе такое распространенное, как нефть в относительно низких концентрациях (0,2—0,5 мг/л). Например, при концентрации вторичного алкилсульфата в 0,5 мг/л количество эмульгированной нефти в воде возрастало по сравнению с контролем почти в 5 раз. Причем, эмульсия оказывалась довольно стабильной. Такое действие ПАВ имеет определенное гигиеническое значение, так как при эмульгировании нефти могут ухудшаться условия хозяйственно-питьевого водоснабжения в результате загрязнения фильтров водопроводных сооружений, а также возрастания вероятности проникновения нефти в питьевую воду, а с нею и канцерогенных веществ, например, бенз(а)пирена, который может содержаться в некоторых нефтях. Экспериментальные исследования выявили влияние анииноактивных ПАВ на повышение стабильности запаха ряда химических веш.еств, загрязняющих водоемы. Длительному сохранению ПАВ в водной среде способствует то, что они легко сорбируются частицами взвешенных веществ минерального и органического происхождения, оседают вместе с ними на дно водоемов и участвуют в создании вторичных очагов загрязнения (44). [c.90]

Кислые гудроны. В качестве исходного материала для исследования взяты масляные кислые гудроны (МКГ) от очистки автолового дистиллята-15 из малосернистой нефти месторождения Арчеда. С целью получения правильной характеристики кислых гудронов пробы отбирались в различное время на протяжении полутора лет непосредственно на установке сернокислотной очистки масел Львовского нефтеперерабатывающего завода. Согласно аналитическому методу [6], проба свежего МКГ, подогретого на водяной бане (45°С) и перемешанного тщательно, но быстро, растиралась в фарфоровой ступке. Из полученной однородной массы отбирались пробы для анализа органического вещества, определения серной кислоты и воды. Определение серной кислоты проводилось гравиметрическим методом после экстракции кислоты разбавленной соляной кислотой из раствора МКГ в смеси изоамилового спирта и бензола, а определение воды — по Дину и Старку с добавлением анилина. [c.35]

Замыслова С. Д. Метод определения малых количеств нефти в питьевых водах. В сб. Новые методы гигиенических исследований (М-во здравоохранения РСФСР. Центр, н.-и. сан. ин-т. Информ.-методич. материалы, Л Ь 5). М., 1949, с. 8—11. Стеклогр. 7239 Запотылько Ф. Т. Количественное определение активного хлора в дихлораминах Б и Т. Сборник рефератов научных работ членов Примор. отд-ния Всес. хим. об-ва им. Менделеева, 1947, вып. 1, с. 37. [c.276]

Как известно, одним из методов определения БПК является использование манометров или аппарата Варбурга и Зонгеиа. Первое устройство было испытано в исследованиях [37] и [86], при этом были отмечены определенные ограничения к его использованию. Впоследствии аппарат Зонгена был использован для оценки потребления кислорода в процессе окисления сырой нефти в морской воде в полевых условиях в течение 28 дней. Весь выделенный СОг оставался в забуференной среде с морской водой. Отмечено, что потребление кислорода зависит как от ростовых особенностей заражающей культуры, так и от степени разрушения нефти [44]. Был также использован кислородный электрод для определения окисления ряда углеводородов клеточной взвесью чистой культуры oryneba terium [87]. Углеводороды добавлялись в виде эмульсии. Отмечено, что высокие и низкие уровни концентраций лимитировали скорость окисления. Скорость окисления увеличивалась от а-пентана до гомологов ряда п-октана и затем снижалась до п-гептадекана. я-Алкены до Сю окислялись с меньшей скоростью, чем связанные алканы, нри Сю и выше реверсия была истинной. Галогенсодержащие алканы, изоалканы, циклоалканы и ароматические соединения окислялись гораздо медленнее. [c.145]

Практикой, а также в результате исследований было установлено, что измерения с целью определения содержания нефти в сточной воде, проводимые на основании действуюш его стандарта МПОС, не дают правильных результатов. Было обнаружено, что сточная вода, выходяш,ая из сооружения, обладающего на основании измерений весьма хорошим к. п. д., поступая в водоем и смешиваясь в нем с речной водой, оказывалась значительно загрязненной нефтью. При исследовании причин такого явления установлено, что ошибка допускается указанной в стандарте методикой исследования содержания нефти. [c.221]

В третьем разделе схемы (см. рис. 28) рассматривается влияние промышленных сточных вод и содержащихся в них вредных веществ на органолептические свойства воды водоемов. В схеме подчеркнуто, что речь идет о качестве воды при сакитарно-бытовом использовании водоема, а не только для питьевого водоснабжения. Это сильно повышает значение данных органолептического исследования и изменений качества воды, вызываемых вредными веществами промышленных сточных вод. Например, наличие в воде минеральных масел (нефть) в определенных концентрациях может не оказывать влияния на качество воды, забираемой водопроводом со значительной глубины, но, вследствие образования поверхностной пленки, ограничивает пользование водоемом для бытовых и физкультурных целей. И только те изменения органолептических свойств воды, которые восприняты человеком, могут иметь значение и могут служить мерилом при решении гигиенических вопросов охраны водоемов от загрязнения промышленными стоками. [c.145]

А. Д. Петров и Т. П. Богословская [18] поставили ряд опытов неполной полимеризации в стандартных условиях (при напряжении 7500 в, частоте 1000 герц и длительности 6 час.) некоторых индивидуальных углеводородов. После опытов проводилась отгонка продуктов в температурных границах исходного сырья и остаток принимался за полимеры. В задачу исследования входило определение выходов и температурных коэффициентов вязкости полимеров (масел), получаемых из углеводородов различных классов, а также сравнительная характеристика достоинств как исходного сырья, с одной стороны, фракций нефти, полученных прямой разгонкой и лишенных или почти лишенных олефиновых и ароматических углеводородов, и, с другой стороны, крекинг-нродуктов, характеризующихся высоким содернчанием олефиновых и ароматических углеводородов. Опыты велись со следующими индивидуальными углеводородами октиленом, гексадецепом, кумо-лом, метилнафталином, триметилцнклогексаном, декалином, додеканом. Ставились опыты в простейшей аппаратуре в охлаждаемой водой стеклянной трубке, вмещавшей 35 мл жидкого исходного продукта, который во время опыта находился под вакуумом 45 мм и вспенивался током непрерывно подававшегося водорода. Результаты опытов с индивидуальными углеводородами приведены в табл. 100 (вязкость определялась вискозиметром Оствальда). [c.432]

Альтернативой стационарным методам являются нестационарные методы определения ОФП, при которых в образец пористой среды, насыщенной нефтью и связанной водой, закачивается вода, вытесняющая нефть. Существенным преимуществом нестационарных исследований является быстрота проведения опыта. Но его реализация осложняется тем, что функции ОФП оцениваются косвенным образом, путем решения соответствующей обратной задачи. При этом возникают трудности, связанные с некорректностью постановок подобного рода задач. Так, известная методика Эфроса-Кундина-Куранова [85] предусматривает дифференцирование экспериментальных данных. Но даже малые ошибки измерений приводят при осуществлении этой операции к большим погрешностям, поэтому данная методика неустойчива относительно малых ошибок замеров, что вызывает значительное искажение вида кривых ОФП, особенно на границах интервала определения. Наибольшие погрешности [c.48]

Фракционироьапнем мирзаанской нефти (скв. № 99) была выделена фракция 70—95°, которая и представляла объект нашего исследования. После соответствующей промывки п сушки, фракция была перегнана в присутствии металлического натрия. Т. к. мы проводили количественное определение ароматических углеводородов 100% серной кислотой, поэтому предварительно необходимо было выяснить содержатся ли во фракции ненасыщенные углеводороды, чтобы избежать шибки прн определении количества ароматических углеводородов. Проба дала отрицательный результат иа содержание ненасыщенных углеводородов при действии на нее бромной воды, и слабого щелочного раствора перманганата калия. Концентрированная серная кислота незначительно действует на большую часть нафтеновых и парафиновых углеводородов. На этом свойстве основано определение ароматических углеводородов в нефти, для чего на.ми были приготовлены 100% серная кислота добавлением в обыкновенную серную кислоту кольбаумской SO3. [c.20]

Исследование фильтрации трехфазной смеси имеет большое практическое значение, так как в нефтегазоносных пластах при определенных условиях происходит совместное движение нефти, воды и свободного газа. Так, в случае, если нефть находится в пласте в смеси со свободной водой, при снижении давления ниже давления насыщения начинается выделение газа из раствора, и в пласте образуется подвижная трехфазная смесь нефть-вода-газ. Давление насыщения является физической константой нефти того или иного месторождения. [c.284]

Имеется много патентов [131 на способы разрушения эмульсий Н/В при помощи кислот. Исследования Шеррика, изучавшего адсорбцию водородных ионов, происходящую при добавлении кислот к нефтяным эмульсиям, показали, что для полного деэмульгирования нужна определенная концентрация водородных ионов. Но эффективности действия кислоты можно расположить в следующий ряд НС1 > H2SO4 > GH3 OOH. Он также обнаружил, что при использовании хлорного железа происходит адсорбция ионов, в результате чего эмульсия разделяется на два слоя. В некоторых случаях эмульсии нефти в воде хорошо разрушаются при добавлении солей с двух- и трехвалентными катионами (хлористый кальций, хлористый алюминий). [c.45]

Азот определяется по Дюма, а кислород по разности, поэтому все ошибки опытов ложатся на кислород. Опособ непосредственного определения т ислорода (в виде воды) Ван-Молена дает достаточно точные результаты. Определение элементарного анализа не входит в круг тех обычных исследований, которым подвергается нефть и про-ИЗВ0Д1ГГСЯ в случае научного анализа. В таблице 1 приведены результаты анализа нефтей главных месторождений. [c.20]

Очевидно, адсорбция породой различного количества асфальтенов приводит не только к различной степени гидрофобности породы, но и к различным свойствам граничного слоя нефти. Следовательно, будет меняться в определенной степени и характер вытеснения. Поэтому следует остановиться на исследованиях Н. Н. Таирова и М. М. Кусакова [175], которые показали, что при изменении давления в системе углеводородная жидкость—вода— кварц, создаваемого метаном, меняется краевой угол смачивания кварца углеводородной жидкостью. [c.177]

Неполнота выделения нафталина из среднего масла приводи к несогласованности заводских и лабораторных данных — нечто подобное имеет место и при определении в нефти парафина. Здесь очевидно надо придерживаться ири анализе тех условий, в кажих перегонка нафталина производится на заводе. Для исследований же теоретического характера интереснее определять вое таояичество нафталина во фракции, что удобнее всего достигается связыванием нафталина в виде пикрата. Такой метод был предложен, налр., Кюсте-ром (377). Для анализа надо иметь насыщенный на холоду раствор пикриновой кислоты в воде с точно установленным титром. Навеска нафталиновой фракции помещается в небольшую круглодонную колбочку с каучуковой пробкой с одаим отверстием, в которое вставляется запаянная с одного конца трубочка с отверстием сбоку. [c.423]

Дать какие-то надежные критерии для распознавания нефте- и газопроизводящих отложений и даже для установления последовательности генерации нефтей, газоконденсатов и чисто метановых газов в настоящее время невозможно. Можно сказать лишь одно. Каждый пласт отлагается в определенной биогеохимической обстановке и отличается от смежных по содержанию СН и примеси в нем тяжелых УВГ, по содержанию сульфатов в иловой воде и нередко по общей ее солености, по содержанию ОВ и, возможно, также по степени преобразованности ОВ, содержанию различных групп микроорганизмов, геохимической характеристике и ТЛ. При выявлении масштабов генерации УВ различных типов необходимо особое внимание обратить на вероятность миграции основной их части по пластам вверх по восстанию пород, которая может приводить в конечном итоге к уходу УВ, в первую очередь СН , в атмосферу. Поэтому наряду с широким комплексом биогеохимических исследований необходимо проводить весьма тщательный и детальный анализ фациальных изменений отдельных пластов и также детальные палеотектонические построения. [c.111]

Хлорорганические соединения, содержащиеся в небольшом количестве, растворимы в нефти и не вымываются водой в процессе обессоливания на ЭЛОУ. Для их удаления при обессоливанин необходимо применять реагенты, которые разлагают хлорорганические соединения и превращают их в водорастворимые вещества. Лабораторными исследованиями установлено, что щелочь при определенных условиях способствует частичному разложению хлорорганических соединений с образованием хлорида натрия, и тем самым снижает количество коррозионного хлористого водорода, выделяемого при перегонке нефти. Образовавшийся хлорид натрия вымывается водой на ЭЛОУ. [c.123]

Методика проведения исследования. Принципиально методика исследования сводится к определению содержания остаточной воды в нефти после о бработ-ки эмульсии заданным количеством реагента при выбранных температуре и продолжительности отстаивания или обработки электрическим полем с заданным граднентом. [c.78]

Как показали исследования И. Лангмюра [12] и В. Харкинса [13], молекулы в поверхностном слое ориентированы определенным образом относительно поверхности раздела. На основании большого экспериментального материала А. Н. Фрумкин [14] и П. А. Ребиндер [15] установили, что поверхностная активность и ориентация молекул в поверхностном слое определяется структурой последних. На поверхности раздела молекулы ориентируются таким образом, что полярные группы (—ОН, —СООН, —КНг, —ЗН и др.) направлены в сторону более полярной фазы (например, воды), неполярная часть (углеводородный радикал молекулы) — в сторону менее полярной. Связь поверхностной активности вещества со структурой молекул, с количеством и расположением полярных групп, зависимость ее от геометрических размеров лио-фобной части представляет определенные возможности для познания структуры вещества. Применение экспериментальных методов и основных положений теории поверхностных явлений к изучению молекулярно-поверхностных свойств полярных компонентов высокомолекулярной неуглеводородной части нефти в сочетании с химическими и физическими методами должны оказать существенное влияние на познание химической природы и коллоидных свойств смолисто-асфальтеновых веществ. [c.191]

Таким образом, расчеты показывают, что при разработке этой залежи наблюдались неблагоприятные соотношения градиентов для эффективного вытеснения нефти водой из гидрофобных зон неоднородности. Это подтвердилось практикой разработки. По прошествии некоторого времени с начала разработки обнаружилось, что многие добывающие скважины западного участка месторождения не испытывают влияния интенсивной закачки воды в законтурный нагнетательный ряд на Яринской площади. На значительном протяжении вдоль западного крыла гидродинамическая связь нефтяной залежи с законтурной зоной была затруднена, что при закачке воды за контур привело к образованию большого местного перепада давления (7—10 МПа), несмотря на вполне удовлетворительные коллекторские характеристики пластов (й/г/ 1 = 3,8 10- м (Па-с)). Во многих скважинах, вскрывших нефтяную часть монолитного терригенного пласта, в течение длительного времени не наблюдалось движения подошвенных вод вверх по разрезу, хотя депрессии и дебиты в этих скважинах намного превышали их предельные значения при безводной эксплуатации, рассчитанные с учетом анизотропии пластов. Скважины давали безводную нефть, но дебиты их быстро снижались из-за падения пластового и забойного давлений. Разобравшись в ошибочности первоначального решения без учета неоднородности по смачиваемости, промысловики остановили закачку воды в зоне капиллярного экрана . Результаты проведенных специальных гидродинамических исследований (гидропросушивания) подтвердили затрудненность пьезопроводной связи по западному борту Яринской площади. Таким образом, высказанная идея об аномальности коллектора была надежно подтверждена фактическими материалами и определениями. [c.26]

Добываемая нефть содержит значительное количество воды, механических примесей, минеральных солей. Поступающая на переработку нефтяная эмульсия подвергается обезвоживанию и обес-соливанию. Характерными чертами нефтяных эмульсий являются их полидисперсность, наличие суспендированных твердых частиц в коллоидном состоянии, присутствие ПАВ естественного происхождения, формирование при низких температура х структурных единиц. По данным [144] в процессе диспергирования капель воды в нефти образуется до триллиона полидисперсных глобул в 1 л 1%-ной высокодисперсной эмульсии с радиусами 0,1 10 мк, образующаяся нефтяная эмульсия имеет большую поверхность раздела фаз. Высокие значения межфазной энергии обуславливают коалесценцию глобул воды, если этому процессу не препятствует ряд факторов структурно-механический барьер, повышенные значения вязкости дисперсионной среды. Установлено, что повышению структурно-механической прочности межфазных слоев в модельной системе типа вода — мас о — ПАВ способствует добавка частиц гЛины [145]. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий обеспечивается наличием в них ПАВ — эмульгаторов нефтяного происхождения так, эмульгаторами нефтяных эмульсий ромашкинской и арланской нефтей являются смолисто-асфальтеновые вещества, а эмульсий мангышлакской нефти алканы [144]. Интересные результаты об изменении степени дисперсности нефтяных эмульсий в зависимости от pH среды и группового состава нефтей получены в работе [146]. Механизм разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий столкновение глобул воды, преодоление структурно-механического барьера между rлoбyJ лами воды с частичной их коалесценцией, снижение агрегативной устойчивости эмульсии, вплоть до полного расслоения на фазы. Соответственно задача технологов состоит в обеспечении оптимальных условий для каждой стадии этого процесса, а именно - снижении вязкости дисперсионной среды (до 2—4 ммУс) при повышении температуры до некоторого уровня, определяемого групповым составом нефти, одновременно достигается разрушение структурных единиц уменьшении степени минерализации остаточной пластовой воды введением промывной воды устранении структурно-механического барьера введением определенных количеств соответствующих ПАВ — деэмульгаторов. Для совершенствования технологических приемов по обессоливанию и обезвоживанию нефтей требуется постановка дальнейших исследований по изучению условий формирования структурных единиц, взаимодействия [c.42]

В аналитической практике отечественных лабораторий наиболее широко эффект Шпольского используется для идентификации и количественного определения бенз(а)пирена [18]. Это относится и к профамме фонового мониторинга природных объектов. Для целей мониторинга ПАУ создан банк спектров при 77 К, который опубликован в виде атласа 27 . На основе проведенных исследований рафаботаны высокочувствительные и селективные методы определения ПАУ и их гфоизводных в многокомпонентных природных и техногенных системах в воздухе, почве, растениях, атмосферных осадках, природных и сточных водах, донных отложениях, горных породах, минералах, нефтях, высокотемпературных пиролизатах, отработанных газах автомобильных даигателей, саже и т д. Предел обнаружения в однокомпонентных растворах для разных соединений находится в диапазоне от 0,01 до 1 нг/мл. Дл[я огфеделения ПАУ в последнее время применяют метод единого стандарта, который базируется на сравнении спектров люминесценции анализируемых рас- [c.252]

В табл. 2 приведены результаты исследований по вышеприведенной методике. В ней же для сравнения дана величина вязкости эмульсии, определенная по рис. 55 работы [I]. Эти данные сравнимы между собой, т. к. плотности нефти и воды в поверх-иостых условггях практически одинаковы. Разница — в методике приготовления эмульс1П[. В нашем случае это делалось в стен-дово 1 установке из серийных ступеней насоса ЭЦН-50-80, а в [I] — искусственным путем. Для сопоставимости результатов опытов и данных нз [I] нами определена вязкость эмульсии по [c.94]

Недостаточная изученность процессов взаимодействия углеводородов нефти с различными химреагентами, а также отсутствие методов установления закономерностей взаимодействия компонентов пластовой среды в зависимости от состава, свойств к условий применения химреагентов затрудняют решение задачи по определению перспективности химических веществ для нефтедобычи.-Изыскание и выбор химреагентов осуществляются в основном опытным путем. Более целесообразным является комплексный подход [2], основанный на физико-химических исследованиях характеристик основных свойств химреагентов и изменений их под действием геологических и технологических факторов пластовой среды с помощью различных современных инструментальР1ых методов, лабораторных и промысловых исследований. В условиях конкретных нефтяных месторождений необходимо, чтобы подобранные опытным путем химические вещества и их композиции обладали следующим комплексом физико-химических свойств. Они должны растворяться в воде и органических соединениях понижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз и улучшать смачиваемость породы водой обладать высокими нефтеотмывающими и вытесняющими свойствами улучшать реологические свойства нефти предотвращать или не вызывать отложение асфальто-смолистых и парафиновых веществ в пористой среде и скважине не способствовать при взаимодействии с глиной ее набуханию не стимулировать образование водонефтяных эмульсий б [c.6]