Компонентный состав - нефть
Cтраница 3
Сероводород в составе газа значительно ускоряет процесс коррозии. В таких случаях, опираясь на результаты исследований компонентного состава нефти и газа, подземное оборудование подбирается в коррозионно-стойком исполнении. [31]
Как уже отмечалось, все ступени разгазирования реализуются аналогично, как и для первой ступени. При этом компонентный состав системы, подвергающейся разгазированию, соответствует компонентному составу нефти предыдущей ступени разгазирования. [32]
Пласты, содержащие нефти с неодинаковыми свойствами, нецелесообразно объединять в один объект, так как для извлечения продукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем расположения скважин и их числа. Компонентный состав нефтей может послужить причиной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса играют физико-химические свойства пластовых вод. Например, закачка воды в пласт, содержащий пластовую воду определенного состава, может вызвать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей. [33]
При диэлькометрическом методе на результаты измерений оказывают большое влияние различные неинформативные параметры. Наибольшее влияние оказывает компонентный состав нефти. Исследования показали, что компонентный состав нефти может быть оценен по ее плотности. [34]
Химические структуры асфальтенов чрезвычайно разнообразны: от соединений с преобладанием алифатических элементов в молекулах до высококонденсированных ароматических систем - и от чистых углеводородов до гетероциклических соединений с различными полярными группами. Поэтому асфальтены рассматривают как класс веществ, объединенных не по химической природе, а по растворимости. Учитывая, что свойства нефтевмещаю-щих пород и компонентный состав нефти изменяются и в пределах одной залежи, а также принимая во внимание физико-химическое воздействие пластовых вод, контактирующих с нефтью, и биохимические процессы, можно предполагать, что и физико-химические свойства асфальтенов различны. [35]
С целью исследования характера взаимодействия ПФР с образцами различных нефтей и их асфальтеновых фракций использованы различные методы анализа - ЭПР, ЯМР Н1, ИК -, УФ-спектроскопии. На основании проведенных исследований [1] установлен факт влияния ПФР на соответствующие спектральные характеристики нефтей. Известно, что метод ЯМР Н1 находит широкое применение в исследовании компонентного состава нефтей. Установлено, что спектральные параметры нефтей и асфальтенов после их обработки водными растворами ПФР претерпевают существенные изменения: увеличивается содержание парафинов, изменяется компонентный состав. [36]
 |
Блок-схема расчета термодинамики образования твердой фазы парафина. [37] |
При завершении работы по адаптации модели необходимо проверочное сопоставление полученных результатов с имеющимися экспериментальными данными. Прежде всего, нужно сопоставлять температуру начала выпадения парафинов. Совпадение полученных результатов с промысловыми данными служит хорошей гарантией по правильности представления компонентного состава нефти для целей расчета выпадения парафинов во всем исследуемом интервале. [38]
В результате установлено, что толщина граничного слоя для исследованной нефти на данной поверхности ( органическое стекло) составляет 1 мкм. Исследованиями [54, 59] было установлено, что в зависимости от природы твердой подложки и компонентного состава нефти толщина граничного слоя может достигать 2 - 5 мкм. Причем толщина аномального слоя зависит от градиента давления вытеснения и величины радиуса капилляров. Поэтому в пористой среде с размером пор, соизмеримым с толщиной граничного слоя, адсорбционно-сольватные слои, обладающие аномальными свойствами, должны оказывать значительное влияние на процесс фильтрации. [39]
В результате установлено, что толщина граничного слоя для исследованной нефти на данной поверхности ( органическое стекло) составляет 1 мкм. Исследованиями [136, 120] было установлено, что в зависимости от природы твердой подложки и компонентного состава нефти толщина граничного слоя может достигать 2 - 5 мкм. Причем толщина аномального слоя зависит от градиента давления вытеснения и величины радиуса капилляров. Поэтому в пористой среде с размером пор, соизмеримым с толщиной граничного слоя, адсорбционно-сольватные слои, обладающие аномальными свойствами, должны оказывать значительное влияние на процесс фильтрации. [40]
Эффективность достигнута только в 40 % скважин, продолжительность эффекта составила от 30 сут до 5 месяцев. Видимо, данный метод имеет узкую область оптимального применения, в зависимости от физико-химических свойств и компонентного состава нефтей и вод конкретного объекта. [41]
Пластовые системы рассматриваемых залежей имеют практически одинаковую плотность углеводородов С5 ( 0 8 г / см3) и близкий состав пластового газа. Различия отмечаются лишь в свойствах тяжелых компонентов. Причем для рассматриваемых залежей в характере распределения углеводородов в ряду С5 различий нет, лишь в конечных фракциях компонентный состав нефти характеризуется относительно высоким по сравнению с конденсатом содержанием углеводородов С16: соответственно 23 и 16 % от их общего содержания. В индивидуальном составе флюидов Карачаганакско-го месторождения отсутствуют и эти отличительные признаки. [42]
 |
Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой. [43] |
Рассмотрим расчетную модель процесса вытеснения нефти из пласта оторочкой двуокиси углерода, которая может быть жидкой, газообразной или находиться в закритическом состоянии. В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать не вытесняемыми водой. Однако в отличие от рассмотренного процесса вытеснения нефти полным ее растворителем в оторочку СО2 переходят из нефти только легкие углеводороды и уже в области смешения образуется малоподвижный остаток нефти, состоящий в основном из смол и асфальтенов. Количество этого остатка зависит от компонентного состава нефти и, конечно, может быть различным у различных нефтей. Эта величина определяется экспериментальным путем. Следует отметить, что при вытеснении некоторых нефтей, содержащих смолы и ас-фальтены, сжиженным пропаном также может наблюдаться выпадение из нефти твердого остатка. [44]
На базе адсорбционного слоя формируется граничный слой нефти. По составу граничные слои ( ГС) отличны от нефти в объеме. Они обладают повышенной вязкостью и предельным напряжением сдвига. Толщина и реологические характеристики ГС находятся в зависимости от свойств породообразующих минералов и компонентного состав нефти. Как показали исследования, толщина ГС в ряде случаев соизмерима с радиусом поровых каналов. В связи с этим уменьшается проницаемость и увеличивается микро - и макронеоднородность коллектора. [45]
Страницы: 1 2 3 4