Деструкция - нефть
Cтраница 1
 |
Пределы глубин, на которых могут быть найдены нефть и газ при геотермических градиентах от 18 до 36 С / 1000 м. Пористость и объем газа уменьшаются с ростом глубины. [1] |
Деструкция нефти, происходящая под влиянием высокой температуры, приводит к газообразованию. Лишь в завершающую стадию деструкции углеводороды полностью преобразуются в метан. [2]
Для деструкции нефти выделены штаммы гало-толерантных и галофильных архебактерий. В условиях высоких температур может быть использована Bacillus thermoleovorans. Бактерия рода Desulfobacterium осуществляет деградацию сали-цилата в условиях сульфатредукции. [3]
Возможность деструкции нефти и образования метана впервые была установлена на примере месторождений Делавэр-Вал Верде. [4]
Пластовые давления замедляют процессы деструкции УВ нефти, но способствуют растворению УВ в воде и созданию однородной системы. Большое влияние на характер и фазовое состояние УВ на больших глубинах оказывают воды, присутствующие в породах. Так, в условиях высокой температуры вода становится хорошим растворителем УВ. В жестких термобарических условиях вода может служить растворителем, извлекающим РОВ из пород. При температуре 320 - 340 С и давлении 160 - 220 кгс / см2 вода приобретает свойство полностью растворять нефть. Причем примесь СОз в воде уменьшает температуру растворения на 25 - 30 С, это происходит до опоеделенного предела, выше которого содержание СОг уменьшает растворимость нефти в воде. [5]
Не подтверждаются опасения скептиков и в отношении деструкции нефти. Действительно, на глубинах более 5 км чаще встречаются залежи газа. Однако есть примеры существования и нефтяных скоплений. Они были обнаружены, в частности, на глубинах около 5 км в Чечено - ИнгушскойАССР, в Азербайджане, в Волгоградской области. На ряде месторождений Азербайджана ( Эльдарово, Брагуны, Сангачалы-море) с глубин более 4 км ежесуточно добывается свыше 20 000 т нефти. В северо-западной части п-ова Флорида ( США) из интервала 4702 - 4719 м получают 234 5 т нефти и 60 тыс. мэ газа в сутки из одной скважины. [6]
Для их утилизации рекомендуется применение биологического метода деструкции нефти, при котором микроорганизмы используют нефтяную фазу в качестве основного источника энергии, перерабатывая ее в вещества, не приносящие вреда окружающей среде. [7]
Долгое время было распространено мнение о плохих коллекторс-ких свойствах пород на глубине, о неблагоприятных термодинамических условиях, которые якобы приводят к деструкции нефти, о низкой эффективности сверхглубокого бурения. Мировая практика и результаты подобных работ в последние годы в СССР показали, что такой вывод преждевременный. [8]
При заданной мощности нагревателя температура на стенке скважины растет и может превысить предельно допустимую ( 520 - 570К), при которой начинается деструкция нефти. Это означает, что для данного расхода жидкости мощность нагревателя слишком велика. При большом притоке жидкости к скважине может преобладать конвективный вынос тепла, и пласт нагреваться не будет. Таким образом, для заданной мощности нагревателя существуют верхняя и нижняя границы дебитов, при которых прогрев эффективен. Если на стенке скважины задана постоянная температура, то на величину начального дебита существует ограничение только сверху. Если дебит превосходит некоторое граничное значение, то конвективный вынос тепла преобладает, и прогрев невозможен. [9]
После нагрева призабойной зоны пласта путем проведения ВПТХО, растворения в нефти части свободного водорода, а также увеличения скоростей фильтрации в призабойной зоне пласта происходят деструкция нефти и потеря неньютоновских свойств. В результате увеличивается подвижность нефти в пластовых условиях и скважины осваивают с более высокими де - битами. [10]
Биопрепарат Путидойл ( ЗапСибНиГНИ) является одним из первых бактериальных препаратов, обладающих окислительной способностью к углеводородам нефти. Деструкция нефти в водной среде в присутствии бакпрепарата Путидойл происходит, главным образом, за счет разложения метано-нафтеновых углеводородов. [11]
Известно, что термическое разложение нефти завершается образованием твердого углеродистого остатка - кокса. С повышением давления ( свыше 1 0 МПа) скорость деструкции нефти снижается, выход газообразных продуктов распада уменьшается, а количество твердых продуктов реакции увеличивается. При этом структура и свойства остатка нефти значительно изменяются из-за возрастания количества асфальтенов, которые являются коксообразующим материалом нефти. [12]
Учитывая параллельное снижение суммарной концентрации ингибирующих центров в нефтях Сн ( рис. 1), можно утверждать, что природные нефтяные ингибиторы активно участвуют в процессах катагенного преобразования нефтей, протекающих в условиях непрерывного расходования ингибирующих центров в первую очередь наиболее активных. По мере исчерпывания ресурсов и снижения эффективности присутствующих в системе ингибиторов скорость катагенетической радикальной деструкции нефтей должна со временем нарастать даже при неизменности геологических условий в залежах. [13]
Соколова, Н. Б. Вассоевича, С. Г. Не-ручева, И. В. Высоцкого, И. П. Жабрева, В. И. Ермакова, В. Л. Соколова, Э. В. Чайковской и других доказана возможность генерации на стадии катагенеза колоссальных объемов углеводородных газов. Если к ним приобщить десорбированный газ и газ, образовавшийся на больших глубинах в результате деструкции нефти, то в соотношении количеств газа и нефти в недрах создается подавляющее превосходство газа. [14]
Так, было показано, что при миграции нефти сквозь породы происходит избирательная сорбция наиболее полярных порфиринов, при термолизе, химическом и бактериальном окислении - разрушение циклоалканопорфиринов, а также соединений с наибольшей и частично с наименьшей молекулярной массой. Отличительным признаком окислительных условий залегания нефтей является появление среди порфиринов соединений минорных рядов с массами М-6 и М-8, а при глубокой бактериальной деструкции нефти появляются бимодальности в молеку-лярно-массовом распределении порфиринов. [15]
Страницы: 1 2