Cтраница 3
Степень технического совершенства сепаратора характеризуется тремя показателями: 1) минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2) максимально допустимой величиной средней скорости газового потока в свободном сече-ницрли каплеуловительной секции сепаратора и 3) временем пребывания жидкости ( нефти или нефтяной эмульсии) в сепараторе, за которое происходит допустимое разделение свободного газа от жидкости. Значение удельного уноса капельной жидкости / Сж, согласно работам [6, 16], не должно превышать 50 см3 на 1000 м3 газа, в то время как удельный унос свободного газа потоком жидкости в сепараторе рекомендуется принимать равным Кт 200 л на 1 м3 жидкости. Величина Кг зависит от многих факторов, главными из которых являются: вязкость и плотность нефти, способность нефти к вспениванию, а также время задержки жидкости в сепараторе. [31]
Однако некоторое несовершенство существующих систем сбора и транспорта нефти, резервуаров, технологии налива и слива не позволяет доставить нефть на переработку без потерь легких фракций. Следовательно, необходимо газы и легкие фракции нефти отобрать в условиях нефтепромысла и направить их для дальнейшей переработки, тем самым снизить способность нефти к испарению. Основную борьбу с потерями нефти необходимо начинать с выхода ее из скважины. [32]
Как известно, для верхних слоев земной коры ( 10 - 20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м / С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Так, например, для Грозненской нефтеносной области она составляет 8 - 12 м / С, для Апшеронского полуострова 21 - 37 м / С, для ряда месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции - около 80 - 100 м / С, для золотоносных месторождений на юге Африки около 110 м / С, для нефтяного района штата Вайоминг 11 м / С. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти ( вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин. [33]
Как известно, для верхних слоев земной коры ( 10 - 20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 ж и значительно колеблется для различных участков земного шара. Так, например, для Грозненской нефтеносной области она составляет 8 - 12 м, Ашиеронского полуострова ( по данным Ш. Ф. Мехтиева) 21 - 37 м, ряда месторождений Урало-Волжской нефтеносной провинции около 100 м, для золотоносных месторождений Южной Африки около 110 м, для нефтяного района штата Уайоминг Им. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти ( вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин. [34]
Особое внимание было уделено разработке процессов обессеривания бензинов. Характерной особенностью большинства предложенных, а также вошедших в практику процессов обессеривания является безвозвратная потеря сера-органических соединений. Такая особенность процессов каталитического обессеривания нефтепродуктов расценивается нефтяниками положительно, аналогично тому, как во времена Менделеева положительно расценивалась способность нефти сгорать в форсунках. Получение же из сероводорода серы и далее серной кислоты, вероятно, представляется пределом технического прогресса в отношении рационального применения сера-органических соединений. [35]
Так при механическом воздействии ( встряхивание, перемешивание) система подвижна и течет, а при длительном покое ( особенно при низких температурах) происходит ее застывание, образуется парафиновая структура, прочность которой возрастает во времени. Работа магистрального трубопровода неизбежно связана с остановками. И чем больше длительность остановки, тем большее давление необходимо создать для разрушения структуры в момент возобновления перекачки. Способность нефти с течением времени восстанавливать разрушенную парафиновую структуру называется тиксотропией. [36]
Видно ( рис. 82), что с увеличением концентрации веществ I и II в воде время образования эмульсии увеличивается, т.е. присутствие реагентов в воде ухудшает условия для образования водонефтяных эмульсий. При этом отмечено и снижение агрегативной устойчивости эмульсии на водных растворах ацеталей. Отдельно установлено, что при контакте водных растворов ацеталей I и II с нефтью происходит переход этих веществ в нефть. Возможно, переход ацеталей I и II в нефть ослабляет способность нефти к пленкообразованию и созданию прочных бронирующих оболочек, а также снижает прочностные свойства межфазных слоев на границе нефть-вода. Так, время, необходимое для образования эмульсии с 5 % - ным водным раствором ацеталя I, более чем в 3 раза превышает время образования эмульсии с водой без реагента. [37]
Каковы результаты, достигнутые Марковниковым и Оглоблиным в их первых работах по исследованию кавказской нефти. В первой же работе были использованы физические и химические методы исследования. Так, был изучен коэффициент теплового расширения нефти и было Показано, что он понижается с повышением удельного веса нефти. Показатели преломления выделенных узких нафтеновых фракций были по дросьбе Марков-никова определены И. И. Канонпиковым в Казани. Значительное внимание было уделено Вопросам растворимости воды в нефти ( иными словами, гигроскопичности нефти), а также растворимости нефти в воде, спирте, уксусной кислоте и эфире. Была изучена способность нефти растворять минеральные вещества, в частности соли нефтяных кислот и окислы металлов, в присутствии содержавшихся в нефти кислородсодержащих соединений. Большое внимание было уделено вопросам растворимости в нефти газообразных углеводородов. [38]
Каковы были результаты, достигнутые Марковниковым и Оглоб-линым в их первых работах по исследованию кавказской нефти. В первой же работе были использованы как физические, так и химические методы исследования. Так, был изучен коэффициент теплового расширения нефти и было показано, что он понижается с повышением удельного веса нефти. Показатели преломления выделенных узких нафтеновых фракций были по просьбе Марковнпкова определены И. И. Каношшковым в Казани. Значительное внимание было уделено вопросам растворимости воды в нефти ( иными словами, гигроскопичности нефти), а также растворимости нефти в воде, спирте, уксусной кислоте и эфире. Был а изучена способность нефти растворять минеральные вещества, в частности соли нефтяных кислот и окислы металлов в присутствии содержавшихся в нефти кислородсодержащих соединений. Большое внимание было уделено вопросам растворимости в нефти газообразных углеводородов. [39]