Cтраница 3
Незначительные утечки газа могут возникать по цементному кольцу обсадных труб. Однако при этом не может возникнуть такая же опасность, как у резервуаров на поверхности, потому что масса углеводородов, содержащаяся в земле, не может взорваться или загореться. [31]
Как видно из уравнения, выражающего превращение ( 1), кислоты, распадаясь на углеводород и углекислоту, могут стать источником образования углеводородов любого класса, так как радикал кислоты определяет характер и строение полученного углеводорода. В соответствии с тем, что известно о природе кислот сланцевой смолы, можно считать, что основную масс углеводородов, получающихся при разложении этих кислот, будут составлять парафины и олефины нормального строения, так как все карбоновые кислоты, которые известны и выделены из сланцевой смолы, принадлежат исключительно к жирным кислотам нормального строения. Это подтверждается и строением выделенных и изученных углеводородов сланцевой смолы. [32]
При одинаковом парциальном давлении метана, насыщающего различные жидкие парафиновые углеводороды, мольная: растворимость его в различных углеводородах будет одинаковой. При этом из уравнения ( 4) следует, что растворимость метана Г, выраженная в объеме газа на массу углеводорода, обратно пропорциональна молекулярному весу углеводорода. Так, в соответствии с величинами молекулярных весов растворимость метана в гексане ( в объемах метана на массу растворителя) приблизительно в 2 6 раза больше, чем в гексадекане. [33]
В заключение хочу отметить следующее. Нами установлено, что масса рассеянных битумов в осадочно-метаморфических породах докембрия составляет около 5 0 1020 г. Это значительно превышает всю массу углеводородов, сконцентрированных в известных и потенциальных месторождениях нефти и газа ( 0 01 - 0 03 1020 г) [12, 13], и в 5 раз больше этого и рассеянного ( 1 0 1020 г) углеводородного вещества в осадочных породах фанерозоя. [34]
Термические свойства твердых углеводородов в последнее время исследуются методом дериватографии. По данным дериватографического анализа индивидуальных н-алканов С16, С17, С20 и С24 установлена [5 ] корреляция между температурами, соответствующими определенной потере массы углеводородов ( например, 10 % - Г10П), и температурой максимумов пиков на кривой ДТГ ( tMn) с одной стороны, и температурой кипения и молекулярной массой этих углеводородов. [35]
Этот прием работы является развитием идеи, положенной в основу герм. Преимуществом метода, оставляя в стороне трудности аппаратурного оформления, является осуществление работы в противотоке, следовательно устранение возможности слишком энергичной реакции при соприкосновении массы углеводорода со свежей нитрующей смесью. Другой принцип - прямого тока - проведен в герм. Углеводород, например бензол, и нитрующая смесь непрерывно идут каждый из своего сборника и, охлажденные до нужной температуры, проуодят затем ряд ( до 4) малых нитраторов с мешалками, соединенных последовательно. [36]
Тогда, согласно ( 5), при увеличении в термодинамической системе давления при постоянстве температуры ( 1 const) разность ( М - ) ( V-V) должна уменьшиться. Это может иметь место только в том случае, если новое агрегатное состояние вещества будет иметь меньший объем, чем исходное. Уменьшение объема массы углеводородов в изолированной системе может быть связано только с образованием нона агрегатных состояний углеводородов большего молекулярного веса. В этом случав из той же массы исходных веществ может быть получено метаморфизирован-нов ( конденсированное) новое вещество большего молекулярного веса, но уже меньшего объема. Как отмечалось ранее, растворение новых агрегатов в углеводородной фазе системы не потребует подвода тепла из вне, поэтому если углеводородная фаза испытывает давление ( даже при постоянстве температуры в системе), в ней должен протекать процесс конденсации углеводородов. Зная, что этот процесс охватывает в основном ароматические углеводорода и гетероорганические молекулы, можно предполагать, что появление конденсированных высокомолекулярных веществ в сырых нефтях связано с ростом давления на любой стадии генезиса: на стадии захоронения органического вещества, миграции и, наконец, даже в стадии формирования и развития залежи нефти. [37]
По заключению экспертов такому уровню и масштабам разрушения соответствует взрыв, эквивалентный 15 ТНТ, что по оценке автора является завышенным в 2 - 3 раза. Долю участия горючего вещества считают равной 0 25, что также завышение: в реально сложившихся условиях значение этого показателя не превышает 0 1, что является верхним пределом для большинства подробно исследованных подобных взрывов. Наиболее близкая к реальной масса углеводорода в паровом облаке на момент, предшествовавший второму взрыву, могла составить 1 - 1 5 т, что соответствует реальным технологическим выбросам. [38]
Следует, однако, отметить, что рассмотренная формула является сугубо приближенной и формально занижает интенсивность разрушения залежей. Она не учитывает мощность подошвенных вод, а значит, и всей массы сульфатов, участвующих в процессе окисления. Кроме того, в ней не учитывается масса углеводородов, главным образом газообразных, которые диффундируют в законтурную область залежи и окисляются сульфатами уже там. В то же время процесс уничтожения углеводородов в этой зоне должен оказывать существенное влияние на диффузионные потери из залежей, поскольку снижает содержание углеводородных газов в водах и тем самым увеличивает градиенты концентрации, что, в свою очередь, должно повысить интенсивность диффузии. Реальность этих процессов в природной обстановке подтверждает факт пониженного содержания сульфатов в водах вокруг нефтяных и газовых залежей, установленный во многих нефтегазоносных провинциях и широко используемый в качестве поискового показателя. [39]
Площадь, глубина загрязнения земель и концентрация нефти определяются на основании данных обследования земель и лабораторных анализов, проведенных на основании соответствующих нормативных и методических документов, утвержденных или разрешенных для применения Минприро-дой РФ и Госкомземом. Масса нефти, загрязняющей водные объекты, определяется суммированием массы растворенной и эмульгированной в воде нефти, значение которой соответствует предельной концентрации, и массы пленочной нефти на поверхности водного объекта. За массу веществ, загрязняющих атмосферу, принимается масса углеводородов, испарившихся со свободной поверхности разлившейся нефти. [40]
Неоднократно высказывались предположения о возможности по флуоресценции устанавливать тип исследуемой нефти, а равным образом и битума. Фиолетова в результате сопоставления флуоресценции растворов нефтей пришла в отношении нафтеновых и парафиновых нефтей к обратному выводу. В свете всего ранее сказанного этот экспериментально установленный ею факт отнюдь не является неожиданным: разумеется, сходство суммарного свечения двух многокомпонентных систем не говорит об их идентичности; равным образом, не исключена возможность, что при тождестве главной нефлуоресцирующей массы углеводородов двух сортов нефти они, тем не менее, окажутся флуоресцирующими неодинаково вследствие присутствия в них примесей, светящихся по-разному. Таким образом, для идентификации нефтей по признаку их флуоресценции необходимо наблюдать таковую не для нефти в целом, а для отдельных ее компонентов. Это легко сделать при применении капиллярного метода анализа, широко используемого в настоящее время при изучении минеральных масел и битумов. Его осуществляют путем погружения нижних концов подвешенных полосок из фильтровальной бумаги в хлороформенные или иные растворы интересующих веществ. Размер полосок около 0 5 - 1 см на 10 - 15 см. В зависимости от совокупности условий их оставляют висеть на ночь или на меньший период времени. На высушенных бумажках, при рассмотрении их в ультрафиолетовом свете, обнаруживаются характерные зоны неодинаковой ширины и с различным цветом флуоресценции; эти полосы обусловлены отдельными компонентами той сложной системы, какую представляет нефть. Метод применяется для изучения битумов. [41]