Cтраница 3
Как было сказано выше, значения спектральных коэффициенто ] отдельных фракций смол и асфальтенов дают довольно большой разброс Анализ предельных значений спектральных коэффициентов внутри каж дой фракции асфалыово-смолистого комплекса показал следующее Нефти ряда месторождений изученного региона - Чижевского ( скв. К 3 связанных с содержанием в образце кислородсодержащих соединений, в основном жирных кислот, не только в хлороформен ных смолах как в большинстве образцов, но и в бензольных и спиртобензольных смолах, а иногда в асфальтенах. Заметим, что образцы асфальтенов не всегда имелись в достаточном количестве для записи качественных ИК-спектров, поэтому для асфальтенов указанную тенденцию проследить труднее. Для указанных выше образцов нефтей коэффициенты Ki и К3 в бензольных и спиртобензольных смолах иногда превышали соответствующие значения в хлороформенных смолах, чего не наблюдается в остальных нефтях. [31]
Состав нефтей Западно-Сибирской плиты для некоторых месторождений был определен в 1956 - 1961 гг. А. И. Богомоловым, Ф. Г. Гурари и др. В последнее время А. Э. Конторовичем и др. ( 1967 г.) получены более подробные сведения о составе нефтей ряда месторождений. [32]
В первом разделе книги помещены результаты исследований нефтей Чечено-Ингушской АССР, во-втором разделе - ряда месторождений Дагестанской АССР, в третьем - данные исследований нефтей Ставропольского края, Прикумская нефтеносная область которого является одним из перспективных месторождений Северного Кавказа, наконец, в четвертом разделе представлены данные по характеристике нефтей ряда месторождений Краснодарского края. [33]
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. [34]
Особенно высоким содержанием серы отличаются нефти месторождений Башкирской АССР и Татарской АССР, южной части Пермской и Куйбышевской областей. Незначительное ее количество отмечается и в нефтях ряда месторождений западной части Куйбышевской области, Западной Сибири. [35]
К этой задаче примыкает и другая. За последние годы установлено, что фильтрация нефтей ряда месторождений Со - ветского Союза также не подчиняется линейному закону Дарси, проявляя свойства неньютоновской жидкости. Но если процесс вытеснения улучшается, когда неньютоновскими свойствами обладает вытесняющая жидкость, то наличие этих свойств у вытесняемой жидкости резко ухудшает процесс, вызывая ранний прорыв воды в эксплуатационные скважины и оставляя в пласте значительные целики неизвлекаемой нефти - застойные зоны в областях малых градиентов давления. [36]
В ОАО СвНИИНП разработан ингибитор АСПО ЮКСОН-А, представляющий собой смесь поверхностно-активных веществ ( ПАВ) на основе высших жирных кислот в органическом растворителе. В качестве модели при испытаниях применяли пробы нефти ряда месторождений самарского региона, искусственно насыщенные товарным парафином. Ингибитор парафиноотложений ЮКСОН-А показал высокую эффективность ( от 77 5 до 95, 4 %) при концентрациях 0 04 до 0 1 % и был рекомендован к опытно-промышленным испытаниям на НГДУ Чапаевскнефть самарского региона. [37]
Так, например, по результатам измерений Б.В.Дерягина и М. М. Ку-сакова толщина смачивающих пленок водных растворов солей на различных твердых плоских поверхностях составляет около 0 1 мкм. По результатам исследований И. Л. Мархасина, толщина граничного слоя нефти ряда месторождений Башкирии, остающейся на поверхности кварцевого песка, при вытеснении ее с реально существующими градиентами давлений может достигать 2 - 3 мкм. Эти слои отличаются от остальной части жидкости структурой и механическими свойствами - упругостью на сдвиг и повышенной вязкостью. Установлено, что свойства жидкости в поверхностном слое изменяются также вследствие ее сжатия. [38]
Особенности химического состава перерабатываемых нефтей и технологии переработки вызывают электрохимическую хлористоводородно-сероводородную коррозию низкотемпературной части оборудования. Для защиты от нее наряду с рациональным подбором конструкционных материалов применяют технологические методы ингибирования, нейтрализации введением аммиака, защела-чивания нефтяного сырья. Последнее может осложняться возникновением щелочной хрупкости стального оборудования. Сульфиды и хлориды могут вызывать коррозионное растрескивание элементов оборудования из нержавеющих сталей аустенитного класса. При переработке нефтей ряда месторождений оборудование разрушается коррозией под действием нефтяных кислот. Высокотемпературное оборудование установок первичной переработки нефти ( в котором не содержится капельно-жидкая вода) разрушается в результате высокотемпературной ( газовой) сероводородной коррозии. Все эти формы коррозии и пути защиты от них освещены в данной главе. [39]
Уменьшение суммарного содержания углерода и водорода должно повлечь за собой уменьшение теплоты сгорания, а увеличение Н / С - рост теплоты сгорания. Таким образом, эти два изменения в составе остаточного топлива должны привести к противоположным изменениям теплоты сгорания, частично компенсирующим друг друга, но рассчитать эту компенсацию трудно. Для экспериментального определения величины теплоты сгорания остаточного топлива была разработана калориметрическая методика с использованием полумикрокалориметра с объемом бомбы 15О мл и тепловым значением 576 0 2 кал / услтрад. Результаты определения теплоты сгорания остаточного топлива для нефтей ряда месторождений приведены в табл. 6 вместе с данными по составу топлива. Из этих данных видно, что величина теплоты сгорания остаточного топлива может изменяться для разных нефтей от 6150 до 8000 ккал / кг. [40]
К высоковязким нефтям согласно [168] относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает 30 мПа - с. Отмечается, что за пределами этой вязкости происходят осложнения при добыче нефти. Высоковязкие нефти подразделены на три группы. Первую группу составляют нефти вязкостью 30 - 100 мПа - с, вторую - 100 - 500 мПа - с и третью - свыше 500 мПа - с. Подавляющее число месторождений высоковязких нефтей Оренбуржья относятся к первой группе. Однако нефти ряда месторождений характеризуются достаточно высокой вязкостью или добыча нефти сопровождается образованием высоковязких эмульсий. [41]