Минерализация

Термический метод [5.6, 5.7, 5.9—5.11, 5.25, 5.26, 5.29, 5.47, 5.52, 5.54, 5.62, 5.71, 5.73]. Метод основан на окислении кислородом воздуха органических соединений при высоких температурах. В зависимости от условий режима окисления, технологического оформления процесса и состава отходов термический метод подразделяется на ряд способов огневое обезвреживание при температуре выше 800°С и давлении ниже 0,2 МПа (сжигание) окисление газообразных органических соединений в присутствии катализаторов при 100—500°С и атмосферном давлении (катализ) окисление органических соединений при 100—300°С, давлении более 0,2 МПа и неполном испарении воды (мокрое сжигание, процесс Циммермана, жидкофазное окисление, высокотемпературная минерализация). [c.497]

Буровые растворы могут стать основным источником загрязнения недр. При этом зона их проникновения в пласт может быть весьма значительной. Химические реагенты, находящиеся в промывочной жидкости, могут повысить минерализацию и токсичность пресных питьевых и бальнеологических вод могут быть носителями микроорганизмов, для которых пластовые условия являются благоприятной средой для размножения в некоторых случаях вызвать необратимые реакции в пласте. [c.193]

Однако переход от частичных оборотных систем к полностью замкнутым оборотным системам связан не только с дополни-тельн1>1ми капитальными затратами на строительство соответствующих очистных сооружений, но и с решением двух основных задач устранение минерализации и покрытие потерь оборотной воды. [c.83]

Минерализация нефтяных масел с присадками и присадок, содержащих соединения свинца и ванадия. [c.517]

В Прикаспийской впадине свойства и состав нефтей в подсолевых отложениях практически не зависят от современных условий залегания. Так, для нефтей, залегающих в девонских (в обрамлении) и в каменноугольных отложениях, не было получено значимых коэффициентов корреляции с условиями залегания. В нефтях мезозойских отложений как по отдельным комплексам, так и по мезозою в целом установлены связи между их составом и геологическими условиями. Так, например, состав и свойства нефтей, залегающих в юрских отложениях, с высокими значениями коэффициентов коррелируются с глубиной и минерализацией вод (плотность нефти, содержание бензина, парафино-нафтеновой фракции, бензольных смол и т. д.). [c.148]

Минерализация пластовой воды [c.60]

Состав нефтей, залегающих в меловых отложениях, слабее связан с условиями залегания, чем в юрских. Из-за небольших величин коэффициента корреляции, возможно прогнозировать только содержание бензина (табл. 55). Оно коррелируется с минерализацией пластовых вод. В таблице приведены расчетные значения для минерализации от 80 до 300 г/л (с глубиной не коррелируется). Расчет показал, что с ростом минерализации вод содержание бензиновой-фракции в нефтях возрастает от 9 до 32 % (при 300 г/л). [c.176]

Для присадок и масел с присадками, содержащих свинец и ванадий, необходимо проводить предварительную минерализацию влажным способом. [c.513]

По интенсивности водообмена в бассейне подземных вод некоторые исследователи условно выделяют три гидродинамические зоны. В верхней части бассейна выделяется зона свободного, или интенсивного, водообмена. Для этой зоны, расположенной вблизи дневной поверхности, характерны высокие скорости движения вод, а следовательно, и интенсивный водообмен, который приводит к многократной смене вод. Глубже располагается зона замедленного, или затрудненного водообмена. Удаленность от областей питания и разгрузки приводит к уменьшению скорости движения вод, а следовательно, и к менее интенсивному водообмену. И, наконец, глубоко погруженную часть бассейна относят к зоне весьма затрудненного водообмена. Здесь скорости движения вод очень малы, а поэтому и водообмен затруднен. Водообмен оказывает существенное влияние на формирование химического состава вод и минерализацию. [c.20]

Водорастворимые деэмульгаторы применяют в виде 1—2%-х водных растворов. Нерастворимые в воде деэмульгаторы применяют в товарном виде и подают в нефть без разбавления. В табл. 1.3 приведены характеристики и расход применяемых на НПЗ деэмульгаторов. Поскольку при промывке нефти реагент частично переходит в воду, его концентрация в нефти уменьшается от первой к последующим ступеням. Степень вымывания реагента зависит от его природы, состава нефти, минерализации и содержания воды, режима обессоливания, но мало зависит от расхода деэмульгатора и можно принять, что коэффициент распределения реагента в эмульсии постоянен, независимо от его концентрации. Если расход деэмульгатора перед первой ступенью будет составлять Сд прн коэффициенте пропорциональности к (к — число меньше единицы), характеризующем степень сохранения деэмульгатора в нефти после каждой ступени, то содержание деэмульгатора в нефти после I ступени, а следовательно, и в нефти, поступающей на II ступень, будет равно йОд. Аналогично расход деэмульгатора в нефти [c.18]

I г/л, минерализованные, или соленые, количество минеральных веществ в которых может изменяться от 1 до 50 г/л и, рассолы, минерализация которых превышает 50 г/л. [c.21]

II проницаемости пласта на уровне 50—100 мПа-с. Относительная по сравнению с обычным заводнением эффективность возрастает при увеличении неоднородности пласта. Высокая минерализация пластовых вод, особенно содержание ионов Са, снижает действенность метода. [c.52]

Изменение химического и газового состава воды, а также минерализации с глубиной погружения водоносных горизонтов, наблюдаемое в большинстве бассейнов, обычно принято называть гидрохимической зональностью. Бывает, однако, что в более глубоко залегающем горизонте минерализация воды меньше, чем в верхнем пласте, например, если нижний горизонт сложен лучшими коллекторами, благодаря чему в нем больше скорость движения воды, а следовательно, ниже ее минерализация. Это явление называется гидрохимической инверсией. Встречаются и более сложные случаи. [c.23]

Метод высокотемпературной минерализации (жидкофазного окисления) состоит в окислении кислородом воздуха при температуре 150—375 °С и давлении 2—28 МПа органических и элемент-органических соединений, находящихся в водной щелочной среде. Обезвреживание токсичных соединений осуществляется без испа- [c.499]

Влияние свойств и состава растворителя на реологические свойства полимерных растворов. При использовании полимеров в системе заводнения в качестве растворителя могут применяться пресные и минерализованные воды с различной степенью кислотности pH и минерализации. [c.112]

Сульфат натрия, хлорид лития, сульфат аммония, иодистый натрий, бертоллетова соль не приводят к существенному ухудшению устойчивости мицеллярного раствора [31]. Вместе с тем отрицательное влияние соли на устойчивость системы возрастает с повышением обводненности раствора (44]. Максимально допустимая концентрация соли при обводненности 20, 50 и более 60 % составляет соответственно 12—15, 8—10, 2—5 г/л, а в мицеллярные растворы с обводненностью 90 % можно добавлять лишь небольшое количество солей. При высокой минерализации (более 5 %) воды мицеллярные растворы на основе обычных ПАВ (нефтяных сульфонатов) становятся неустойчивыми. Здесь необходимы ПАВ другого типа, например, алкилфенолы [31]. [c.189]

Как видно из приведенных данных, условия выделения зоны катагенеза даже в одном регионе не одинаковы. Один из основных факторов, приводящих к катагенным изменениям нефтей, по мнению большинства геохимиков, температура. Анализ геохимического материала по нефтям ряда регионов Советского Союза показал, однако, что закономерного возрастания метанизации нефти с увеличением современной температуры не наблюдается. Корреляционно-регрессивнный анализ состава нефти и условий ее залегания, в том числе и температуры, показал, что как в Предкавказье [11], так и в Прикаспии [5] в каждом стратиграфическом комплексе связь между составом нефти и современной температурой очень сложная. Для нефтей некоторых стратиграфичес1 их комплексов (например, юрские нефти Предкавказья) такая связь вообще отсутствует. Незначительная роль температуры отмечается и для нефтей, залегающих в нижнемеловых отложениях этого же региона, — изменение содержания метановых и ароматических У В зависит от глубины и минерализации вод. В кайнозойских отложениях роль температуры катагенных изменениях нефтей более заметна. Так, в палеоценовых отложениях отмечается связь между уменьшением степени циклизации молекул парафино-нафтеновых и нафтено-ароматических фракций с глубиной и температурой. Лишь в двух случаях отмечается непосредственное влияние температуры в нефтях, залегающих в эоценовых отложениях, число атомов углерода в ароматических кольцах уменьшается с ростом температуры (Уд = = 51,008 — 0,0845 Х ] в нефтях, залегающих в миоценовых отложениях, наблюдается возрастание содержания парафино-нафтеновых УВ с ростом температуры (Урн 34,456 + 0,263 Х ). В Прикаспийской впадине связь между составом нефти и температурой отмечалась только для триасовых нефтей уменьшалась с увеличением температуры (У/< = = 1,64-0,015 Xf). [c.138]

Существенную помощь при поисковых работах могут оказать сведения о составе подземных вод и их минерализации. Если при опробовании пласта получили воду с очень низкой минерализацией, почти пресную, с большим количеством сульфатов, то это свидетельствует о том, что в пласте существует обстановка, мало способствующая сохранению залежей нефти. У исследователей складывается мнение, что если здесь и была залежь нефти, то она частично или полностью разрушилась. Высокая минерализация подземных вод и незначительное количество сульфатов, наоборот, указывают на благоприятную обстановку существования углеводородов, но не позволяют установить, есть или нет нефтяное месторождение. Для этого надо искать ловушку, в которой могла сформироваться залежь нефти. [c.51]

Если выявлен участок пласта, где на фоне более или менее плавного изменения минерализации есть зона с пониженной или повышенной минерализацией, то как и при поверхностной съемке, отмечается появление гидрохимической аномалии. Гидрохимическая аномалия, связанная с ростом минерализации, может быть обусловлена образованием застойной зоны вблизи залежи. Это происходит тогда, когда основной поток подземных вод обтекает залежь, а в подстилающих нефть водах создаются условия, способствующие увеличению минерализации и изменению состава вод. В них уменьшается количество сульфатов, увеличивается содержание различных кислот н органических веществ, поступающих из нефти. Иногда поток подземных вод настолько интенсивен, что воды с повышенной минерализацией сохраняются только за залежью, как бы в ее тени. Часто такую гидрохимическую аномалию называют гидравлической тенью. [c.51]

Примечания. 1. Н — глубина, Г — температура,Р — давление, М — минерализация, 504 - сульфатность. 2. Прочерк означает, что Р <0,6. 3. Цифры со звездочкой ( ) рассчитаны для логарифмической трансформы функции (1п). [c.56]

Расчеты коэфициентов корреляции между составом неф гм (учитывались все параметры состава и свойства нефти) и условиями ее залегания (глубина, температура, давление, минерализация и сульфатность вод, глинистость терригенного коллектора) для ряда нефтегазоносных провинций показали, что для разных генетических типов нефтей даже в пределах одного региона набор коррелируемых параметров разный, как и различны сами корреляционные связи [11]. Так, в частности, в Предкавказье уравнения регрессии для высоких коэффициентов корреляции показывают, что для юрского генотипа количество парафино-нафтеновой [c.159]

Минерализация сточных вод отрицательно влияет иа ионообменное иоглощенпе ПАВ. Наиример, при постепенном иовы-шении содержания минеральных солей в растворе до 16 мг экв/л наблюдается резкое падение динамической емкости анионита ЭДЭ-ЮП. При дальнейшем повьпнении концентрации минеральных солей в растворе снижение емкости анионита замедляется и в области концентраций 20—40 мг экв/л динамическая емкость становится практически постоянной. [c.219]

Анализ корреляционных связей [5] между составом нефти и условиями их залегания в зоне гипергенеза в Прикаспийской впадине показал, что главным фактором, влияющим на гипергенное преобразование нефтей, является сохранность залежей, зависящая как от глубины залегания, так и от состава контактирующих с нефтями вод. Так, плотность мезозойских нефтей Прикаспийской впадины (возрастающая у окисленных нефтей) корреляционно связана с минерализацией и сульфатностью вод (Упп = 0,938-0,000254+0,0000193Xдy ф). Минерализацией и сульфатностью вод контролируется и содержание смол, доля которых растет с повышением сульфатности и уменьшением минерализации. [c.131]

Разрушение ПАВ окислителями — один нз перспективных методов очнстки сточных вод. При окислении ПАВ озоном не требуется концентрирование ПАВ на границах раздела фаз, на чем основано больншнство применяемых методов. В процессе озонирования возможны окисление до иолион минерализации или неполное деструктивное окисление, при котором из устойчивых биохимических ПАВ могут образовываться продукты, значительно быстрее окисляющиеся в биологических очистных сооружениях. [c.222]

Из табл. 54 следует, что на малых глубинах, на которых расположено большинство уже открытых залежей, плотность нефтей в значительной степени связана с минерализацией пластовых вод в зоне распространения низкоминерализованных вод могут быть встречены только тяжелые нефти, испытавшие воздействие гипергенных факторов, а в зоне высокомине-рализованных вод - легкие (хорошая сохранность залежей). На глубинах около 1000 м в первой зоне могут находиться нефти средней плотности и тяжелые, а во второй — очень легкие нефти конденсатного типа. Подтверждением служит нефть, залегающая в юрских отложениях на площади Мартыши, которая в массив не входила. Степень ароматичности бензиновой фракции увеличивается с глубиной (низкокипящих ароматических УВ может быть до 15 %). Величина существенно зависит от минерализации вод, несколько меньше — от глубины. [c.175]

Минерализация, или соленость воды, добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухого вещества, остающегося после выпарки 1 л воды. Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов (в пересчете на Na l), приходящихся на 1 л сырья, и зависит от степени минерализации пластовой воды и содержания ее в нефти. В восточных районах СССР нефти характеризуются значительно более высокой минерализацией, чем нефти Азербайджана и Грозного. Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л. [c.177]

Н.С. Шуловой был проведен корреляционно-регрессионный анализ для выявления связи между составом нефтей и условиями их залегания (табл. 22). В связи с неравномерным числом данных анализ был выполнен для нефтей двух генотипов — III (D2-3) и V (С—Pi). В целом для всей территории парных коэффициентов корреляции очень мало, и набор коррелируемых параметров для указанных генотипов разный. Так, если для III генотипа плотность коррелируется с глубиной, то для V — с сульфат-ностью пластовых вод. Это же характерно и для многомерных коэффициентов, которые казались более высокими. По данным корреляционного анализа, плотность нефтей III генотипа коррелируется с глубиной, температурой и минерализацией пластовых вод, а плотность нефтей V генотипа — с глубиной и температурой, содержание бензина в нефтях III генотипа — с температурой и минерализацией вод, а V — с глубиной и давлением. [c.54]

Корреляционно-регрессионный анализ показал также, что на нефти разных стратиграфических комплексов мезозоя Прикаспийской впадины большое влияние оказывают минерализация и сульфатность пластовых вод в сочетании с глубиной залегания. Основным фактором, оказывающим влияние на формирование современных свойств и состава этих нефтей, является степень сохранности залежи. [c.148]

В настоящее время в СССР и за рубежом находят применение или изучаются более 20 новых методов повышения нефтеотдачи. Эффективность применения того или иного метода увеличения нефтеотдачи определяется как практически постоянными в процессе разработки свойствами пласта и флюидов (состав, вязкость, плотность нефти минерализация исходной пластовой воды проницаемость, степень неоднородности, тип коллектора и т. д.), так и переменными факторами, в частности, содержанием остаточной нефти и водонасыщенности на начало внедрения метода [6]. В табл. 8 даны пределы применимости методов. Из этих данных следует, что целесообразность внедрения любого метода возрастает с ростом остаточной нефтенасыщенности. Вместе с тем из сравнения методов видно, что такие методы, как закачка СОз, циклическое и ми-иеллярное заводнения и др., перспективны на поздней стадии разработки месторождений, характеризующейся высокой степенью водонасыщенности, а закачка водорастворимых ПАВ и полимеров, нагнетание пара — в начальные периоды разработки залежи или площади. [c.64]

В целом для подсолевых палеозойских углеводородных флюидов была отмечена связь между смолистостью нефти и минерализацией и сульфатностью вод и между аренами и бензиновой фракцией, сульфатностью вод и температурой. Зная возможный состав вод в конкретных районах на разных глубинах, можно эти расчеты условно "привязать" к глубинам. Такие опосредствованные расчеты показали, что в юго-восточной зоне при минерализации вод 300 г/л на глубине свыше 6 км вероятно нахождение залежей очень легких нефтей и газоконденсатов. Граница распространения газоконденсатных залежей в пределах отдельных районов Прикаспийской впадины проводилась с разной степенью надежности. В северной части территории зона газоконденсатных залежей выделялась с учетом экстраполяции имеющихся фактических данных. В этом районе, где открыты только газоконденсатные и газовые залежи, наличие нефтяных скоплений на глубине 4—7 км маловероятно. [c.167]

Состав и свойства нефтей различных генотипов, приуроченных к отложениям разного возраста, неодинаково изменяются в зависимости от современных геологических условий. Корреляционно-регрессионный анализ показал, что теснота связей и набор коррелируемых параметров неодинаковы. Так, например, в Предкавказье состав нефтей в верхнемеловых отложениях практически не коррелируется с условиями залегания, для юрских нефтей получены значимые коэффициенты между глубиной и углеводородным составом бензиновых фракций. Состав нефтей в нижнемеловых отложениях тесно связан с глубиной залегания, минерализацией и сульфатностью вод. На плиоценовые нефти существенно влияют глубина залегания, температура недр и минерализация пластовых вод. Состав нефтей в олигоценовых и эоценовых отложениях коррелируется (но слабее, чем в плиоценовых) с глубиной, температурой, минерализацией вод, а для миоценовых нефтей, состав которых более тесно связан с условиями залегания, о чем свидетельствуют более высокие коэффициен- [c.147]

Многочисленные данные указывают на то, что в гидрогеологических бассейнах состав и минерализация подземных вод, а также газовый состав изменяются с глубиной погружения водоносных горизонтов и комплексов. В верхней части бассейна обычно преобладают пресные или мало соленые воды, в них содержатся сульфаты. Среди воднорастворенных газов преобладают азот, поступающий вместе с поверхностными водами из воздуха, углекислый газ. Содержание газов в подземных водах, т. е. газонасыщенность, невелика. По мере погружения водоносных горизонтов наблюдается увеличение минерализации, изменяется и хи.мический состав подземных вод. Количество сульфатов уменьшается, увеличивается содержание хлора и натрия. Происходят изменения и в составе воднорастворенных газов, появляется сероводород, гелий, углеводородные газы, растет газонасыщенность вод. В наиболее погруженных частях бассейнов нередко подземные воды представляют собой рассолы, минерализация которых достигает нескольких сотен граммов на литр. [c.22]

Так, в глубоких горизонтах Восточно-Предкавказ-ского бассейна минерализация вод превышает 200 г/л, в Днепровско-Донецком и Волго-Уральском гидрогеологических бассейнах достигает 300 г/л. Большое влияние на минерализацию и состав подземных вод оказывает наличие или отсутствие в бассейне соленосных толщ, представленных каменной солью или гипсами. Если такие породы присутствуют в разрезе, минерализация вод всего бассейна возрастает. Увеличивается минерализация вод и тех горизонтов, которые расположены выше или ниже соленосных отложений и находятся от них на большом расстоянии. Если же хемогенные породы отсутствуют, то минерализация подземных вод [c.22]

Для поисков нефти используют также данные о содержании радиоактивных элементов, концентрация которых по данным ряда исследователей вблизи залежей увеличивается. Как мы видим, сведения о составе подземных вод, ее минерализации, напорах, воднорастворенных газах позволяют дать оценку нефтеносности пород. При этом мы должны учитывать, что залежи нефти не могут существовать обособленно от вод, а являются элементом всей водонапорной системы, тесно связаны с ней. Поэтому нефть в свою очередь обогащает подземные воды различными веществами, повышенные содержания которых помогают искать залежи, открывать нефтяные месторождения. [c.55]

Неорганическая химия (1987) -- [ c.353 ]

Химия Краткий словарь (2002) -- [ c.194 ]

Большой энциклопедический словарь Химия изд.2 (1998) -- [ c.75 , c.297 , c.343 ]

Общая химия и неорганическая химия издание 5 (1952) -- [ c.238 ]

Эмиссионный спектральный анализ Том 2 (1982) -- [ c.72 ]

Общая микробиология (1987) -- [ c.12 , c.13 , c.213 , c.308 , c.316 ]

Неорганическая химия (1978) -- [ c.331 ]

Методы аналитической химии Часть 2 (0) -- [ c.0 ]

Химико-технический контроль гидролизных производств Издание 2 (1976) -- [ c.206 , c.209 , c.211 , c.216 , c.227 , c.231 , c.274 ]

Микробиология (2006) -- [ c.291 ]

Методы органической химии Том 2 Издание 2 (1967) -- [ c.77 ]

Методы органической химии Том 2 Методы анализа Издание 4 (1963) -- [ c.77 ]

Хроматография на бумаге (1962) -- [ c.703 , c.705 , c.711 ]

Методы аналитической химии - количественный анализ неорганических соединений (1965) -- [ c.0 ]

Цитология растений Изд.4 (1987) -- [ c.20 , c.21 ]

Умирающие озера Причины и контроль антропогенного эвтрофирования (1990) -- [ c.29 ]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология