Cтраница 1
Нефть большинства месторождений обладает еще одним прекрасным свойством - способностью поступать на поверхность без затраты внешней энергии; для ее добычи человеку нет необходимости находиться под землей, как, например, при добыче ископаемых углей, горючих сланцев и радиоактивных руд. Количество нефти, поступающей на поверхность из одной скважины, может достигать 10 - 20 тыс. т в сутки. Многие скважины в странах Ближнего и Среднего Востока и Юго-Восточной Азии за свою жизнь дали миллионы, а иногда и десятки миллионов тонн нефти. [1]
Нефть большинства месторождений состоит из метановых, иди предельных, углеводородов. [2]
Нефти большинства месторождений СССР относятся к ньютоновским жидкостям. Нефти ряда месторождений обладают аномальными свойствами и подчиняются закону Шведова - Бингама. Некоторые из них обладают тиксотропными свойствами, реологи-ческие параметры которых изменяются со временем движения. Изменение реологических параметров со временем обусловлено разрушением структурной решетки парафина. По истечении некоторого времени значения реологических параметров стабилизируются. [3]
Нефти большинства месторождений небластомогевны или их бластомогенность слабо выражена. [4]
Нефти большинства месторождений Советского Союза характеризуются вязкопластичными свойствами, проявляющимися в наличии начального градиента давления сдвига. Как правило, такие нефти характеризуются и значительным проявлением вязкопластичных свойств ( неньютоновским характером фильтрации в пористой среде) и представляют собой наиболее общий и сложный случай проявления специфических термогидродинамических условий фильтрации. [5]
Вместе с тем нефти большинства месторождений Урало-Поволжья сернистые и высокосернистые, что усложняло производство нефтепродуктов и существенно увеличивало издержки производства. В связи с постоянным повышением требований к качеству вырабатываемых топлив и масел идет интенсивное развитие вторичных процессов переработки. Это ведет к усложнению технологических схем нефтеперерабатывающих заводов, вызывает необходимость дополнительных капитальных вложений и эксплуатационных затрат на переработку нефти. Поэтому идет довольно интенсивное возрастание себестоимости переработки нефти. Последнее, однако, говорит об ухудшении общих технико-экономических показателей работы нефтеперерабатывающей промышленности. Рост вторичных процессов и некоторое возрастание в связи с этим себестоимости производства топлив и масел повышенного качества в значительной мере компенсируются экономией нефтепродуктов у потребителей. [6]
Наиболее существенно структурно-механические свойства нефтей большинства месторождений СССР проявляются при нарушении теплового поля нефтяного пласта [97] в связи с закачкой в него больших масс холодной воды, причем влияние этих свойств резко усиливается с приближением к температуре застывания парафина. Так, нефти Арланского месторождения [44] проявляют неньютоновские свойства вплоть до температур 80 С. [7]
Выход бензино-лигрожшвых фракций в нефтях большинства месторождений этого района достаточно высокий. За последнее время большое значение получили нефти девонского возраста, до быча которых производится в районах Туймазы Башкирской АССР и Ставрополя Куйбышевской области. Девонские нефти характеризуются меньшим содержанием серы ( 1 5 %) и большим содержанием парафиновых углеводородов. [8]
К сожалению, асфальтены и смолы входят в состав нефти большинства месторождений, причем содержатся часто в очень больших количествах. Так, например, в нефтях месторождений Башкирии содержание силикагеле-вых смол меняется от 9 6 до 28 8 мас. [9]
В принципе аналогичное распределение нефти и воды по высоте имеют залежи нефти большинства месторождений Западной Сибири, но здесь оно имеет свои особенности и закономерности. [10]
Торри ( P. D. Тоггеу) 97 склоняется в пользу представления о местном происхождении нефти большинства месторождений Пенсильвании. Месторождения этого штата первично приурочены к площадям, на которых пористые морские породы ассоциируются с морскими нефтепроизводящими отложениями и не встречаются там, где связанные с коллекторами сланцы становятся песчанистыми. [11]
В этих нефтях отсутствует элементарная сера, а также сероводород и меркаптаны. Сераорганические соединения бензино-керосиновых фракций этих нефтей представлены в основном сульфидной серой, на долю которой приходится в среднем от 50 до 80 % к общей. Исключение составляют первые фракции нефтей большинства месторождений, которые в основном содержат дисульфидную серу в среднем от 40 до 80 отн. [12]
Обезвоживание нефти проводят путем разрушения ( расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмуль-гаторов-разл. ПАВ, к-рые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель ( глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0 1 - 0 3 % ( что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100 - 300 мг / л ( в пересчете на КаС1), а при наличии в нефти кристаллич. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, наз. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и послед, отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и мех. [13]
Наблюдается изменение удельного веса нефти даже в пределах одного и того же пласта. Чем ближе нефть к естественному своему выходу на дневную поверхность, тем более она окислена и тем менее в ней легких углеводородов ( фракций), которые успели улетучиться. Наоборот, чем дальше и глубчже от дневной поверхности и от выходов она залегает, тем легче ее удельный вес в силу большей сохранности легких фракций. Типичным примером изменения удельного веса нефтей с глубиной является нефть большинства месторождений восточных штатов США, в частности Пенсильвании, где в верхних горизонтах залегает нефть уд. [14]