Наличие - растворенный газ
Cтраница 4
Дополнительной проверкой герметичности прибора является проведение всего процесса анализа с чистым азотом; последний может быть получен предварительным поглощением кислорода из воздуха. В течение всего анализа объем пробы должен остаться неизменным. При заведомой герметичности кранов изменение объема пробы означает выделение посторонних газов из поглотительных растворов или из запирающей жидкости. Это может произойти вследствие поглощения или потери анализируемой пробой влаги, а также вследствие наличия растворенных газов в поглотительных растворах. [46]
 |
Влияние зоны ухудшенной ( fr [ / с2 и улучшенной ( & J &2 проницаемостей в непосредственной близости вокруг забоя скважины в условиях однофазного притока. [47] |
На основании изучения кривых восстановления давления можно сказать, что в газовых скважинах процесс восстановления давления на ранних стадиях протекает быстрее, чем в водяных нагнетательных скважинах, в водяных скважинах быстрее, чем в нефтяных. Значительно медленнее восстанавливается давление при давлении на забое ниже давления насыщения нефти газом. Это замечание справедливо, если сравниваемые скважины находятся в примерно одинаковых прочих условиях. Здесь сказывается сжимаемость: газ ведет себя почти как несжимаемая жидкость, а сжимаемость нефти или воды при наличии растворенного газа практически оказывается больше сжимаемости газа. [48]
Температура вспышки нефти в основном зависит от содержания в ней легких бензиновых фракций и поэтому колеблется в довольно значительных пределах. Большей частью ее значение отрицательно ( как и для бензинов); например, температура вспышки ромашкипской нефти около - 38 С ( при 24 % фракций до 200 С), но для тяжелой ярегской нефти ( Коми АССР), практически не содержащей бензина, она составляет 108 С. Определяют температуру вспышки в закрытом тигле ( ГОСТ 6356 - 75); если эта температура отрицательна, то с применением охлаждающей смеси. Температура вспышки нефти и нефтепродуктов характеризует их пожарную опасность. При наличии растворенных газов температура вспышки нефтей значительно понижается. [49]
Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовые давления в эксплуатируемых скважинах. Существуют глубинные манометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с непрерывной записью показаний. На промыслах Советского Союза широко распространены регистрирующие глубинные манометры различных конструкций. Следует иметь в виду, что измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водонефтяной смеси. Это может оказать помощь при построении карт изобар. [50]
По физико-химическому составу содержание пластового флюида в коллекторе может быть разнообразным и зависит от соотношения углеводородной и водной фаз и состава коллектора. Химический состав как углеводородной, так и водной фаз колеблется в широких пределах. Так, нефть и газ представляют смесь углеводородов парафинового, нафтенового и ароматического рядов. Обычно преобладают метановые и нафтеновые углеводороды. Химический состав вод нефтяных и газовых месторождений характеризуется преобладанием хлоридов натрия, калия, магния, кальция, содержанием сульфатов, йода, брома, бора, солей нафтеновых кислот; наличием растворенных газов - углекислоты, метана, сероводорода, азота, реже гелия и аргона. [51]
Недостаточное знание свойств нефти, например, попавшей в воду в результате утечки или залпового сброса, приводит к тактическим ошибкам при ликвидации нефтяного загрязнения. Нередко, отождествляя свойства нефтяного пятна на поверхности воды со свойствами нефти, такое пятно пытаются поджечь. Однако без специальной подготовки это сделать невозможно. Следует учитывать, что нефтяное пятно взаимодействует с водой и воздухом, образуя эмульсию с трудно прогнозируемыми характеристиками. Поскольку сбор нефти с поверхности воды почти всегда осуществляется с помощью технических средств, необходимо учитывать наличие в нефтяном загрязнении фракций с температурой вспышки паров менее 60 С, недопустимых с точки зрения пожарной безопасности, наличия пыли, а также наличия растворенного газа. [52]
Недостаточное знание свойств нефти, например, попавшей в воду в результате утечки или залпового сброса, приводит к тактическим ошибкам при ликвидации нефтяного загрязнения. Нередко, отождествляя свойства нефтяного пятна на поверхности воды со свойствами нефти, такое пятно пытаются поджечь. Однако без специальной подготовки это сделать невозможно. Следует учитывать, что нефтяное пятно взаимодействует с водой и воздухом, образуя эмульсию с труднр прогнозируемыми характеристиками. Поскольку сбор нефти с поверхности воды почти всегда осуществляется с помощью технических средств, необходимо учитывать наличие в нефтяном загрязнении фракций с температурой вспышки паров менее 60 С, недопустимых с точки зрения пожарной безопасности, наличия пыли, а также наличия растворенного газа. [53]
Страницы: 1 2 3 4