Cтраница 2
При пламенном анализе нефтепродуктов спектральные помехи приобретают важное значение. Это объясняется тем, что анализируемый образец ( сама проба и растворитель) оказывает существенное влияние на состав и характер пламени, изменения отношения С / О. Заметная часть пробы с тяжелой основой служит источником образования сажистых частиц, рассеивающих свет. Отрицательные последствия от этого процесса усугубляются значительным различием величин вязкости нефтепродуктов. Поэтому с уменьшением длины волны аналитической линии отрицательное влияние рассеяния излучения резко возрастает. Существенные помехи вносит также молекулярная абсорбция СН, С2 и С. Большого значения достигает молекулярная абсорбция ОН в области длин волн 280 - 350 нм. [16]
Типичный результат, полученный многими исследователями - - отсутствие изгиба рисок при их разрыве на границе вследствие смещения зерен при СП течении. Это свидетельствует о том, что проскальзывание зерен происходит непосредственно по поверхности границы. Следует отметить, что в отличие от деформации крупнозернистых материалов [108] величина проскальзывания при СП незначительно различается на разных участках одной границы. Не происходит также уменьшения величины ЗГП в области стыков зерен. В то же время наблюдается значительное различие величины смещений на отдельных границах зерен, поэтому при оценке проскальзывания используют его статистически усредненные значения. [17]
Примерно такая методика проектирования нами была создана в ТатНИПИнефть в конце 1959-го года в начале 1960-го года и применена при проектировании разработки Азнакаевских площадей Ромашкинского месторождения, тогда самого крупного и самого главного месторождения в нашей стране. По этой методике по заданию руководства объединения Татнефть в середине 1960-го года нами был рассчитан прогноз обводнения по всем площадям Ромашкинского месторождения. Это было необходимо для обоснования ускоренного строительства крупных установок по деэмульсации и подготовке нефти. Оппоненты сами не использовали модель послойно неоднородного пласта, но в жаркой дискуссии по прогнозу обводнения указали на ее серьезный недостаток: она не учитывает зональную неоднородность нефтяных пластов, которая явно видна по значительному различию величины коэффициента продуктивности даже у соседних добывающих скважин. Поэтому нами в 1961 - 1963 гг. была создана и практически применена модель послойно и зонально неоднородного пласта, а в последующие 1964 - 1969 гг. эта модель была существенно усовершенствована, были созданы уравнения разработки нефтяной залежи. [18]