Нефть поглощение пластами зем

Если скважина пробурена в породах низкой прочности, то гидростатическое давление тяжелого столба цементного раствора (плотностью около 1850 кг/м ) может разрушить породу и цементный раствор будет поглощен пластом. В этих случаях применяют облегченные тампонажные растворы с пониженной плотностью, которые имеют высокое водоцементное отношение (до 1—1,5). Чтобы получить цементные растворы с низкой плотностью, к цементу добавляют бентонитовую глину, опоку, диатомит, трепел или пемзу. Если же скважиной вскрыты горизонты, в которых наблюдается высокое давление нефти, газа или пластовой воды, то требуются утяжеленные тампонажные цементы, которые получают путем введения в состав цементов различных тяжелых добавок (барита, тема-тита, магнетита). [c.395]

Каждая залежь имеет свой комплекс причин изменения свойств нефти по пласту. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия. В основе метода лежит способность раствора поглощать световой поток. Степень поглощения светового потока (колориметрические свойства нефти) зависят от содержания асфальто-смолистых веществ. Вместе с изменением содержания последних, в нефти изменяются ее вязкость, плотность и другие свойства. Поэтому по изменению колориметрических свойств нефти можно судить и об изменении других ее параметров. Зная начальное распределение свойств нефти по залежи и динамику изменения состава и свойств нефти, добываемых из скважин, можно, например, судить о направлениях движения нефти в пласте, устанавливать взаимосвязи нефтяных и нагнетательных скважин, оценивать продуктивность отдельных пропластков. [c.69]

Минерализованная пластовая вода может оказывать сильное коррозийное действие на обсадную колонну, поэтому воду сливали через опущенные в скважину 3" трубы, а межтрубное пространство заливали легкой нефтью. Установив манометр, показывающий давление в межтрубном пространстве, можно следить за процессом поглощения воды пластом. Повышение давления в межтрубном пространстве при уменьшении поглощающей способности скважины означает закупорку пласта. Снижение расхода сбрасываемой воды при неизменном давлении означает засорение труб, подводящих воду в скважину. Внезапное снижение давления в межтрубном пространстве указывает на утечки в водоподводящей линии. [c.107]

Физические свойства нефти и ее состав в пределах одного и того же пласта не остаются постоянными. Одним из методов исследования изменения свойств нефти по залежи является фотоколориметрия, которая основана на определении степени поглощения светового потока исследуемым раствором (интенсивности его окраски) с использованием фотоэлементов и гальванометра. [c.119]

Исходя из предположения о справедливости для нефти модели вязкопластической жидкости для оценки начального фадиента давления предложена модификация метода исследования скважин на неустановившихся режимах - так называемый метод снятия двухсторонних кривых восстановления давления. Сущность этого метода, разработанного под руководством акад. АН Азербайджана А.Х. Мирзаджанзаде, состоит в получении при исследовании скважины двух кривых восстановления забойного давления - при притоке жидкости из пласта и при поглощении пластом нагнетаемой жидкости. В случае вязкопластической нефти предельные значения забойного давления в обоих случаях не равны между собой. Причем предельное значение забойного давления, полученного при притоке, меньше давления при поглощении нефти. Разность этих забойных давлений равна удвоенному начальному перепаду давления, обусловленному фильтрацией жидкости с вязкопластическими свойствами. Метод апробирован на скважинах многих месторождений страны. По результатам этих исследований получены значения начального перепада давления, изменяющиеся практически от нуля (месторождение Банка Дарвина) до 9 кгс/см (Арланское нефтяное месторождение). [c.27]

Кажущиеся низкими по сравнению с данными, приведенными во второй главе, значения нефтепоглощения сорбента СИНТАПЭКС в матах (табл. 3.2) являются вполне естественными. Большое значение для эффективности работы матов имеет плотность набивки сорбента в оболочке. Так, например, если пласт исходного сорбента СИНТАПЭКС имеет высоту 2,5 см, массу 5 г, площадь контакта с сорбируемой нефтью 50 см и объем 125 см при плотности сорбента 0,04 г/см , то величина нефтепоглощения составляет до 20-25 г/г при времени контакта 2-3 часа для изготовленных образцов матов толщиной 4-7 см плотность колебалась от 0,076 до 0,099 г/см , что сразу влекло за собой снижение величины нефтепоглощения в 2-2,5 раза, то есть до 10-12 г/г. Кроме того, необходимо учитывать, что хлопчатобумажная оболочка, имеющая высокую массу и низкую нефтеемкость, также несколько дополнительно снижает итоговые характеристики мата по сорбции нефти. В ходе сорбции происходит набухание слоя сорбента за счет поглощенной нефти, ограничение которого геометрией оболочки также приводит к некоторому снижению нефтеемкости мата по сравнению с потенциальными возможностями сорбента. Таким образом, величина нефтепоглощения сорбента в мате 6-7 кг нефти на 1 кг мата при полной его отработке является вполне приемлемой характеристикой. Для получения матов с большей емкостью необходима более рыхлая упаковка сорбента в оболочку толщиной 2-3 см, однако при этом желательно уменьшить мат до величины салфетки размером порядка 0,45 х 0,25 м для предотвращения комкования пласта сорбента. [c.94]

Анализ УФ-спектров показал, что структуры МП добываемых и остаточных нефтей различаются. В УФ- спектрах МП остаточной нефти Арланского месторождения наблюдаются полосы поглощения 410, 530 и 570 нм, (рис. 10,6), тогда как в УФ-спектрах добываемой нефти наблюдаются полосы 410, 530, 550, 570, 590 и 630 нм (рис. iO,a). Это указывает на то, что в результате миграции, катагенеза, применения различных методов нефтедобычи происходит не только количественные, но и качественные изменения МП в пласте, проявляющиеся в отщиплении боковых радикалов и их химической деструкции. [c.100]

Во всех фракциях много соединений с карбоксильными группами, которые могут быть связаны с азотистыми гетероциклами (продукты, выделенные из АК-5). С погружением нефтяных пластов от АВ , к Ю1 количество кислородсодержащих соединений уменьшается. Около 50% АС фракций С1 из концентратов АК-5 пластов АВв+у и БВв представлены АО. Эти соединения извлекаются, вероятно, на стадии смешанного ком-плексообразования за счет сильной экранизации неподеленной пары электронов атома азота и взаимодействия из-за этого с л-электронной системой аренового кольца. В бензольных элюатах из концентратов АК-4 обнаружены пирролы (3460 см"1), свободные и ассоциированные гидроксильные группы фенолов (3600 и 3540 см" ), амиды (1700—1600 см" ), которые в наибольшем количестве присутствуют во фракции Сх метановой нефти пласта Ю . Для соединений во фракциях С нефтей пластов и АВв+у проявляется поглощение вторичных амидов (3350 см ), а нефтей БВа [c.53]

После точки С кривая начинает приближаться к характеристике насоса II. Это явление говорит о том, что в точке С прекращается поглощение жидкости, находящейся в затрубном пространстве, пластом, а насос продолжает откачивать жидкость со скважины, поэтому уровень ншдкости в скважине продолжает понижаться. Если в скважине будет отсутствовать поглощение п приток, то кривая / после точки С будет продолжаться параллельно к характеристике насоса II. В точке С, где прекращается поглощение при добыче неныотоновской нефти, тут же начинается приток жидкости из пласта к сквашине. [c.165]

По данным ИК-спектроскопии, для фракций Сх всех нефтей наблюдали полосы поглощения, характерные для группы —NH пиррольного кольца (3460 см ). В спектрах спиртобензольных фракций азотистых концентратов (СаиС ) проявились полосы поглощения амидов (3400—3100, 3490 и 1550 см"1) наряду с поглощением в области 1040 см" , соответствующим валентному колебанию 8=0 группы сульфоксидов [43]. Эти последние данные нодтвернодают результаты потенциометрического анализа, согласно которым слабоосновный азот во фракциях и Сх несколько превалирует над общим вследствие присутствия сульфоксидов. Во всех спектрометрированных фракциях в области 3600 и 3580 —3540 см наблюдались полосы поглощения, характерные для ОН-групп свободных и ассоциированных фенолов [40]. Наиболее ярко эти полосы поглощения проявлялись в ИК-спектрах бензольных и спиртобензольных элюатов К-4, что находится в соответствии с результатами потенциометрического титрования кислотных групп. Приведенные данные, характеризующие исходные концентраты азотистых соединений и продукты хроматографического разделения на силикагеле, свидетельствуют о многокомпонентном составе и необхсдимости их дальнейшего дифференцирования. На данном этапе мы ограничились радиоспектроскопическими исследованиями продуктов разделения, которые в совокупности с данными элементного и функционального анализов и средних молекулярных масс позволяют судить о структуре средних молекул. В табл. 5.7 даны вычисленные значения структурных параметров средних молекул (в числителе) и их структурных единиц (блоков) (в знаменателе). Средние молекулы продуктов разделения концентратов всех нефтяных пластов состоят из 1,0—2,4 структурных единиц и имеют невысокую степень ароматичности (4 = GJQ, == == 0,22- 0,38). Наиболее полициклические молекулы характерны для соединений пласта АВ +у, наименее — для БВ . Доля алифатических атомов углерода в этих молекулах наивысшая для нефтяного пласта БВд (Сц = 50—63%) и [c.154]

Карразерс и Дуглас [26] выделили из сырой кувейтской нефти несколько индивидуальных ароматических углеводородов с поли-конденсированным ароматическим ядром. Методика выделения была следующей масляную фракцию нефти 390—440° С экстрагировали ацетоном и фурфуролом, а полученные экстракты обрабатывали малеиновым ангидридом. Продукты конденсации ароматических углеводородов с малеиновым ангидридом разлагали натронной щелочью, а регенерированные углеводороды разделяли хроматографически и идентифицировали по температуре плавления и спектрам поглощения в ультрафиолетовой области. Были выделены кристаллические вещества в виде белых пластинок образец одного вещества, имевший температуру плавления 154—156° С, соответствующую температуре плавления 1,2-бензантрацена образец второго вещества по температуре плавления (192—194,5° С) близок к 4 -метил-1,2-бенз-антрацену (температура нлавления 199—200° С), смешанная проба с которым не давала депрессии. Были выделены кристаллы трифени-лена в виде бесцветных игл (температура плавления 195—199° С), а также хризен. О выделении таких конденсированных ароматических углеводородов из сырой нефти до этого в литературе не сообщалось. Однако вопрос о том, не образовались ли эти углеводороды при высокотемпературной вакуумной перегонке сырой нефти, осуществленной для выделения целевой масляной фракции, в сообщении не освещается. Между тем высокомолекулярные компоненты высокосернистой кувейтской нефти должны подвергаться глубоким химическим изменениям при длительном нагревании уже при 350— 400° С. [c.282]

Пробы нефтей объемом по 200 мл озонировали в барботанг-пом реакторе, перегороженном в нижней части пористой стеклянной пластинкой для равномерного распределения газового потока по всему сечению. Сквозь реактор с объемной скоростью до 100 л/ч пропускали озопокислородную смесь, образующуюся в лабораторном генераторе озона производительностью 2,5 г Оз в час. Генератор представлял собой батарею из 12 трубок Берт-ло, питающихся переменным напряжением 15—20 кВ от повышающего трансформатора. Время контакта озонокислород-ной смеси с нефтью не превышало 1 с. Для контроля полноты поглощения Оз в реакторе часть отходящего газа непрерывно [c.148]

В тех скважинах, где нефть не выбрасывается, а доходит только до некоторой высоты в земле, ее выкачивают посредством насосов. Такая нефть скопляется постепенно в скважине и дает выход, конечно, уже гораздо меньший, чем бьющие нефтяные источники, но зато выход такой нефти гораздо постоянее бьющие колодцы со временем уменьшают свою силу и некоторые даже прекращаются, можно думать, вследствие того, что буровая скважина доходит до сравнительно ограниченного вместилища нефти, в котором нефть, под давлением газа, всегда ее сопровождающего, выбрасывается те же нефтяные скважины, которые постоянно дают нефть, по всей вероятности способствуют, как дренажные трубы, ее вы-сачиванию из массы горной породы, пропитанной этим материалом. Действительно, во всех нефтяных скважинах только тогда получают выход нефти, когда доходят до особого рода песчаника, пропитанного нефтью, и, что весьма замечательно, способного поглощать нефть в весьма значительном количестве, тогда как обыкновенный песчаник имеет эту способность в несравненно меньшем развитии. Можно думать, что существуют огромные пласты песчаников, пропитанные нефтью, отверстия в которых и служат для выхода этой поглощенной нефти. Источниками ее образования в недрах земли несомненно служат какие-либо остатки организмов допотопного мира, разлагающихся или действием внутреннего жара, или самопроизвольно, а может быть, и под влиянием воды. Вода, и притом обыкновенно соленая вода, сопровождает всегда нефть, и в колодцах приходится выкачивать вместе с нефтью значительные массы воды. Выпущенную из колодца или извлеченную из него насосом нефть вливают в большие баки, где и дают нефти отстояться. Эти баки должны быть непроницаемы или почти непроницаемы для нефти. Вещество, служащее для прекращения просачиваемости нефти, должно обладать способностью впитывать воду или, по крайней мере, влажность воздуха. Только влажные предметы да металлы могут служить хорошими сосудами для вмещения нефти, иначе она, по своей жидкости, легко выбегает из сосуда. Дно нефтяных баков не требует особенных предосторожностей при своем сооружении, потому что на дне всегда должна находиться вода, которая и составляет отличное дно для нефтяного сосуда, и если что просачнкается в землю, то вода, а не [c.92]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология