1. Энергия напора пластовых вод

Рациональное размещение скважин для расчетных вариантов Для разработки однородного пласта при режиме с равномерным распределением энергии по всей площади залежи (РРГ, гравитационный режим, наилучшие результаты дает равномерное размещение скважин, предпочтительно по треугольной сетке, при которой площадь, приходящаяся на одну скважину

5. Какие существуют типы нефтяных эмульсий. Что такое точка инверсии В эмульсиях различают две фазы внутреннюю и внешнюю. Жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости называется дисперсионной средой внут, а жидкость, размещенную в виде мелких капель в дисперсионной среде - дисперсной фазой внеш По характеру дисперсной фазы и дисперсионной средыразличают эмульсии двух типов I - прямого типа (нефть вводе, их обозначают Н/В II - обратного типа (вода в нефти, их обозначают В/НВ промысловых условиях о количестве воды, содержащейся в эмульсиях, судят обычно по их цвету эмульсии, содержащие доводы, по цвету не отличаются от нефти от 15 доводы- изменяют цвет от коричневого до желтого более 25 % воды - желтые Инверсия это обращение фаз (превращение одного типа эмульсии в другой, которое происходит обычно при введении в эмульсию поверхностно - активного вещества, являющегося стабилизатором эмульсии другого типа, или вследствие изменения процентного содержания воды в эмульсии. Дисперсная фаза становится дисперсионной средой, а дисперсионная среда - дисперсной фазой.Инверсия имеет важное практическое значение, так как эмульсии типа Н/В где внешней фазой является вода, имеют меньшую вязкость и для перекачки требуют меньше энергетических затрат, чем эмульсии типа В/Н. Эмульсии типа
Н/В встречаются в основном при переработке нефти и при добыче сильно обводненной продукции. Такие эмульсии хорошо смешиваются с водой в любых соотношениях и могут сильно загрязнять водоемы. Методы разрушения для эмульсий разных типов совершенно различны. Разрушение эмульсий типа Н\В достигается в основном добавкой кислот и применением фильтров, для эмульсий же типа В\Н применяются в основном термохимические методы, а также их разложение в электрическом и магнитных полях.
БИЛЕТ № 34
1. Как проводят исследование скважин при установившихся и неустановившихся режимах работы скважин Сущность метода заключается в том, что в эксплуатационных скважинах несколько раз изменяют режим работы, те. меняют дебит и после установления режима замеряют дебит и забойное давление. В нагнетательных скважинах несколько раз изменяют режим работы путем изменения количества нагнетаемой воды и замеряют установившееся давление нагнетания и расход воды. Режим на фонтанной скважине изменяют сменой штуцера на выкидной линии на газлифтной скважине – изменением режима подачи рабочего агента, те. давления и расхода закачки газа или воздуха на скважине, оборудованной штанговой скважинной установкой, изменением длины хода полированного штока, числа качаний, глубины подвески. Для правильного проведения исследований необходимо, чтобы при каждой депрессии скважина вышла на установившийся режим. Формула радиального притока жидкости к скважине при постоянной гидропроводности вдоль радиуса имеет вид
)
/
ln(
)
(
2
c
к
с
к
r
R
р
р
q



,
(1) совершенных скважин. Исследование скважин при неустановившихся режимах Гидродинамические методы исследования скважин при неустановившихся режимах основываются на законах упругого режима. Упругие свойства пласта и насыщающей его жидкости или газа независимо от размера пластовой системы существенно проявляются при быстром изменении режима работы отдельных скважин или одновременно многих скважин. Такие изменения называют возмущениями, а скважины, в которых быстро изменяют режим работы, возмущающими скважинами или источн возмущения. Рассмотрим возмущающую одиночную скважину, работающую в бесконечно большом упругом пласте.Границу воронки депрессии вокруг работающей скважины называют контуром питания, а радиус воронки к – радиусом контура питания. На контуре действует давление р кана забое скважины при установившейся работе – давление р с
Если скважину мгновенно остановить или резко изменить режим его работы, то вокруг нее начнется неустановившейся процесс перераспределения давления. Для объяснения происходящих при этом явлений нужно учитывать изменение плотности жидкости вокруг скважины. Давление является функцией плотности, т.к. р = ρgh. Исследование на неустановившихся режимах позволяет качественно оценить изменение проницаемости или наличие непроницаемых включений в удаленных областях пласта.
2. Что из себя представляет гравитационно-свайные морские стационарные платформы (МСП)?

Гравитационно-свайные МСП не сдвигаются с места установки благодаря не только собственной массе конструкции, но и за счет дополнительного крепления сваями опорной их части к морскому дну. МСП этого типа бывают различных конструкций, как по конфигурации сооружения, таки сочетанию применяемых материалов.
Гравитационно-свайные основания на глубине болеем в большинстве случаев представляют собой форму треноги. Конструкция опорной части состоит из центральной колонны большого диаметра, поддерживаемой тремя наклонными опорами. Колонны могут быть в виде сплошных металлических цилиндров больших диаметров или элементов ферменной конструкции. Например, в конструкции проекта «Трипод тауэр платформ центральная колонна диаметром 15 м поддерживается тремя наклонными колоннами диаметром 8 м. Толщина стенок всех колонн
160 мм. Центральные колонны и боковые наклонные опоры в средней части связываются горизонтальными элементами жесткости и раскосами. Конструкция МСП устанавливается на четыре донных фундамента, закрепленных сваями и связанных между собой А-образной стальной рамой. В проекте «Хайлант» центральная ферма-опора укреплена тремя боковыми наклонными фермами. Сечение всех ферм треугольное. Каждый силовой элемент изготовляется отдельным блоком. Масса центральной фермы 10 тыс. топор тыс. т. На палубе предусматривается установка технологического оборудования массой 24 тыс. т и 16 направляющих колонн диаметром 712 мм. Масса основных конструкций 31 тыс. т, свай — 20 тыс. т. Расстояние от основной центральной фермы до основания опор м. Опоры крепятся к центральной ферме на глубине от 40 дом ниже уровня моря. Конструкции могут применяться на глубинах моря первая — от 150 дом и вторая — от 200 дом. Опора такой платформы состоит только из одной цилиндрической колонны большого диаметра, собранной из четырех секций нижней, заглубленной в морское дно и заполненной бетоном двух промежуточных, заполненных в рабочем положении водой верхней, часть которой находится под водой. На колонне над поверхностью моря на расстоянии, недоступном действию волн, смонтирована собственно платформа, на которой размещены буровые вышки и другое оборудование для бурения и эксплуатации скважин, жилые и складские помещения. Конструкция платформы приведена на риса а б
в а б в Рисунок 3.2. Одноколонные платформы а) для бурения скважин б) для бурения и хранения в) качающаяся платформа1-надводная часть полая колонна основание отсеки для баласта и нефти- универсальное соединение понтоны
3. Как проводят исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится припуске скважины в работу с постоянным или изменяющимся дебитом или давлением, приостановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе. При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время. С целью получения исходных данных для обработки кривых нарастания и стабилизации давления скважину пускают в эксплуатацию (если скважина перед этим была закрыта, при этом регистрируют изменение во времени давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита (ДИКТ). После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую изменения нарастания давления на головке ив затрубном пространстве в зависимости от времени. Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле

,
lg
2 3
t
p




(5.11) где
;
25
,
2
lg
2 0
2 2
30 0
2 30
bQ
R
x
p
p
cпп








(5.12)
;
2 10 3
,
2 2
0
cm
ат
пл
khT
p
T
Q






4. Как определяют дебит кругового эксплуатационного ряда Скважины, пробуренные в пласт на полную мощность и с открытым забоем, называются гидродинамически совершенными. Практически гидродинамически несовершенные по степени вскрытия пласта, когда вскрывается не весь пласта только часть, и по характеру вскрытия, когда скважина сообщается с пластом не полностью, не через всю боковую поверхность ствола, а лишь через перфорационные отверстия.В гидродинамических расчетах такую скважину заменяют на совершенную, у которой радиус меньше. Этот радиус называют приведенным. Дебиты скважин сохраняются. Учет несовершенства скважин ведется по двум методикам. а) По Крылову А.П где

- коэффициент несовершенства скважин 0<
 
1. б) По Шурову В.И. где С-коэффициент, определяемый по графикам В.И.Щурова
5. Что такое эмульгаторы и деэмульгаторы? Какие основные виды деэмульгаторов знаете?
Основным процессом подготовки нефти до товарных кондиций на установках подготовки нефти на месторождениях является процесс обезвоживания нефти. В основе технологии обезвоживания лежит процесс разрушения водонефтяных эмульсий, заключающийся в превращении их из устойчивого мелкодисперсного состояния в кинетически неустойчивую, крупнодисперсную расслаивающуюся систему.Существует условная классификация способов деэмульгирования нефтей: механические (фильтрация, центрифугирование);термические (подогрев с отстаиванием, промывка горячей водой электрические (обработка в электромагнитных полях химические (обработка реагентами- деэмульгаторами).Для разрушения эмульсий используют также обработку ультразвуковыми и акустическими колебаниями. Применяются и сочетания различных методов. Можно выделить три основные стадии процесса деэмульсации:I - Разрушение бронирующих оболочек II - Укрупнение капель III - Разделение фаз. Впервой стадии главными наиболее универсальным является действие реагентов - деэмульгаторов. В некоторых случаях возможно ослабление или частичное разрушение бронирующих оболочек под действием нагрева или интенсивного перемешивания. Частично оболочки могут быть разрушены применением электростатических и электромагнитных полей промышленной частоты. Применение высоко и сверхчастотных колебаний требует сложного оборудования и пока распространения не получилНа второй стадии - стадии укрупнения капель важнейшими наиболее перспективным является применение электрических полей. Широкое распространение получил метод промывки эмульсии в слое воды, успешность которого во многом определяется равномерностью распределения струек жидкости перфорированными трубами - маточниками. Использование магнитных полей (импульсные сверхсильные магниты) сдерживается сложностью оборудования. На третьей стадии основным процессом является гравитационное отстаивание. В последние годы созданы высокопроизводительные конструкции отстойников, позволяющие эффективно использовать весь полезный объем сосудов и учитывать физико- химические свойства эмульсионных систем. Применение центрифуг является перспективным для обработки эмульсий, содержащих значительное количество механических примесей. Основное назначение
деэмульгаторов - вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы - естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафин и мехпримеси) ив воде (соли, кислоты. Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные

эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении коалесцируют (сливаются) в более крупные капли и оседают. Чем деэмульгатор эффективнее, тем больше он снижает прочность бронированного слоя и способствует более интенсивному разрушению эмульсий БИЛЕТ № 33
1. Как проводят термодинамические исследования скважин Термодинамические исследования скважин Известно, что колебания температуры наземной поверхности вызывают изменения температуры на малой глубине. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее метра и годовые — на глубине примерном. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянна и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины земли. Общий тепловой поток земного шара составляет 25,12 млрд. кДж/с. Для создания такого теплового потока нужно в сутки сжигать 50 млрд. м метана. Интенсивность или мощность теплового потока q связана простым соотношением с теплопроводностью λ и температурным градиентом Г = dT/dx: Если тепловой поток постоянен, то, замеряя распределение температурного градиента, можно оценить значения λ горных породи дифференцировать их по этой величине. В однородной толще осадочных пород геотерма Т(х), стационарного теплового потока будет представляться прямой линией с наклоном, соответствующим температурному градиенту земли Г = dT/dx, имеющему различные значения в различных геологических районах земли (в среднем Г См. При чередовании горизонтальных пластов с различными коэффициентами теплопроводности геотерма стационарного теплового потока земли будет представляться ломаной линией, состоящей из прямолинейных отрезков с различными углами наклона. Чем меньше теплопроводность λ, тем больше наклон линии Т(х) против данного прослоя. Отклонения от естественной геотермы Т(х) связываются с гидро- и термодинамическими процессами, происходящими в пластах и, что особенно интересно, в продуктивном перфорированном интервале.
2. Какими характеристиками обладают морские стационарные платформы (МСП), закрепляемые сваями Характерными особенностями новых глубоководных платформ, обеспечивающими их преимущества, являются исключение свайного крепления платформы, упрощающее и ускоряющее процесс ее установки на месте работы введение нижних плит в конструкцию опорных ног вместо одной фундаментной плиты, что сводит к минимуму влияние на установку неровностей дна снижение массы платформы за счет правильного выбора материала для его строительства и применение в ней пространственных ферменных конструкций, что позволяет снизить стоимость платформы и облегчить ее транспортировку удержание платформы вовремя строительства, транспортировки и установки в вертикальном положении для снижения влияния неблагоприятных условий погоды на этих этапах работы применение в конструкции встроенных резервуаров плавучести для снижения массы платформы и повышения безопасности ее установки. В последние годы вместо стальных платформ стали использовать железобетонные они более устойчивы против коррозии в морской среде не подвержены усталостным деформациям высокостабильны за счет большой собственной массы их можно полностью монтировать на берегу. МСП, закрепляемые сваями, представляют собой гидротехническое металлическое стационарное сооружение, состоящее из опорной части, которая крепится к морскому дну сваями, и верхнего строения, оснащенного комплексом технологического оборудования и вспомогательных средств и устанавливаемого на опорную часть МСП. Опорная часть может быть выполнена из одного или нескольких блоков в форме пирамиды или прямоугольного параллелепипеда. Стержни решетки блока изготовляют в основном из металлических трубчатых элементов. Количество блоков опор определяется надежностью и безопасностью работы в данном конкретном районе, технико-экономическими обоснованиями и наличием грузоподъемных и транспортных средств на заводе — изготовителе опорной части МСП. Платформа состоит из двух опорных блоков, установленных на расстоянии 31 м друг от друга, и трехпалубного верхнего строения, которое включает 14 модулей, в том числе два подвышечных, шесть

модулей нижней палубы с эксплуатационным оборудованием 450 т каждый, шесть модулей верхней палубы с буровым оборудованием дот каждый. На платформе размещен комплекс технологического и вспомогательного оборудования, систем, инструмента и материалов, обеспечивающих бурение скважин двумя буровыми установками. Платформа оснащена блочными жилыми и бытовыми помещениями, вертолетной площадкой, погрузочно- разгрузочными кранами и др. С платформы предусмотрено бурение 12 скважин. Опорные блоки крепятся к морскому грунту сваями. На опорные блоки устанавливается верхнее трехпалубное строение с модулями, оснащенными соответствующими технологическими вспомогательным оборудованием и системами.
3. Что такое свободный и абсолютно-свободный дебит газовой скважины Из уравнения притока газа в скважину
2 2
з
2
пл bQ
aQ
P
P



при известных a и b находят Р a
Q
2
з
2
пл
2





, (5.8) Свободный дебит – дебит открытого фонтана, те. Р
у
= 0,1 МПа. Абсолютно свободный дебит показывает условия притока газа из пласта в скважину без учета потерь давления в стволе скважины. Используют для выяснения потенциальных добывных возможностей скважины, те. при Р
з
= 0,1 МПа. Р a
Q
2
пл
2
св а, Р a
Q
S
2 2
пл
2
св










т. к.
2
S
2 уз, 0,1 2
= 0,01.
4. Как определяют дебит прямолинейного эксплуатационного ряда Для полосовой залежи дебиты при установившейся и неустановившейся фильтрации соответственно
0 0
)
(
l
t
l
k
F
q
H






,
xt
k
F
q
H






0
откуда Аналогично получается для радиального потока При заданном забойном давлении в течение первой фазы.
)
1
ln(
)
(
2 0
f
kh
q
H
с
пл








где
t
r
x
f
c


2 0
- параметр Фурье.
5. Что такое нефтяная эмульсия Какие факторы влияют на образование нефтяных эмульсий?
Под нефтяными эмульсиями понимают механическую смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.В пластеина забое скважины эмульсии, как правило, не образуются. Они образуются в стволе скважины, при этом на интенсивность образования эмульсий влияет способ эксплуатации скважин.Нефтяная эмульсия образуется под влиянием энергии, проявляющейся в виде:механической энергии;энергии расширения газа, энергии, обусловленной силой тяжести.В эмульсиях различают две фазы внутреннюю и внешнюю. Жидкость, в которой размещаются

мельчайшие капли другой жидкости называется дисперсионной средой (внешней, сплошной фазой, а жидкость, размещенную в виде мелких капель в дисперсионной среде - дисперсной фазой ( внутренней, разобщенной фазой).По характеру дисперсной фазы и дисперсионной средыразличают эмульсии двух типов I - прямого типа (нефть вводе, их обозначают Н/В II - обратного типа (вода в нефти, их обозначают В/Н
В промысловых условиях о количестве воды, содержащейся в эмульсиях, судят обычно по их цвету эмульсии, содержащие доводы, по цвету не отличаются от нефти;от 15 доводы- изменяют цвет от коричневого до желтого более 25 % воды - желтые. Самым важным показателем нефтяных эмульсий является их устойчивость те. способность не разрушаться (не разделяться на нефть и воду) в течение длительного времени. Размеры капелек эмульсии могут изменяться в пределах от 0,1 до 100 мкм эмульсии можно подразделить на мелкодисперсные - с размером капелек до 20 мкм, среднедисперсные (от 20 до 50 мкм, грубодисперсные (от 50 до 100 мкм) Нефтяные эмульсии являются полидисперсными, те. содержат капельки всех размеров. На устойчивость системы большое влияние оказывают эмульгаторы, которые образуют на поверхности капель адсорбционные защитные оболочки (бронь, препятствующие слиянию этих капель. Асфальтены, нафтены, смолы, парафин, металлы (ванадий, никель, цинк, железо а также тонкодисперсные глина, песок и другие горные породы, содержащиеся в нефти и пластовой воде, принимают участие в образовании адсорбционного слоя. Адсорбция эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение брони происходит во времени, поэтому эмульсия типа В/Н со временем становится более устойчивой, те. происходит ее старение. Причем старение нефтяных эмульсий в начальный период происходит интенсивно, затем этот процесс замедляется и примерно через сутки прекращается. Свежие эмульсии разрушаются значительно легче, чем подвергшиеся старению.Нефтяные эмульсии характеризуются следующими свойствами дисперсность, вязкость, плотность, и электрические свойства. Дисперсность эмульсий - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность эмульсий во многом определяет другие свойства эмульсий. Дисперсность эмульсий обычно характеризуется тремя величинам диаметром капелек d коэффициентом дисперсности D =1/d удельной поверхностью S
уд
(отношение суммарной поверхности частиц к их общему объему. Вязкость эмульсий нельзя представить как суммарную вязкость нефти и воды, те. э н
+ вона зависит от вязкости нефти, температуры образования эмульсии, количества воды, диаметра капель дисперсной фазы в дисперсионной среде.Вязкость нефтяных эмульсий, как и вязкость парафинистых нефтей не подчиняется закону Ньютона, а изменяется в зависимости от градиента скорости хи называется кажущейся вязкостью

*
. Увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии приводит к увеличению кажущейся вязкости до точки инверсии те. превращения одного типа эмульсии в друго Эйнштейн предложил формулу для определения вязкости эмульсий

0
=

(1 + 2,5

) , где

0 - вязкость дисперсной системы ;

- вязкость дисперсионной среды

- отношение объема диспергированного вещества к общему объему системы (для эмульсий типа В/Н это процент обводНа практике вязкость нефтяной эмульсии можно определить при помощи вискозиметра. Плотность эмульсий.Плотность эмульсий определяется методами, принятыми для жидкостей, с учетом процентного содержания воды в нефти по их известным плотностям последующей формуле



э
q
в
q
н



1 0 01 1 0 где э, н, в - плотность эмульсии, нефти и воды соответственно

БИЛЕТ № 32
1. Для чего необходимы скважинные дебитометрические исследования Скважинные дебитометрические исследования. Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов – дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала. Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования дополняются одновременным измерением влагосодержания потока, давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.
2. Что из себя представляет упругие морские стационарные платформы (МСП)? Стационарная платформа может быть установлена также и путем соединения закрепленной на дне моря свайной конструкции с доставленной на место установки плавучей части основания с буровым оборудованием. По окончанию бурения опорная часть оставляется и на ней монтируется эксплуатационное оборудование. Такая платформа имеет следующие преимущества
- плавучая буровая платформа мобильна и может транспортироваться на буксире
- такое устройство можно использовать в более глубоких водах, чем свайные платформы обычной конструкции
- большая стабильность по сравнению с буровыми баржами и полупогружными плавучими установками для морского бурения
- в отличие от стационарных буровых платформ, которые оставляют на месте бурения, данная платформа может быть многократно использована
- свободный доступ в рабочее пространство на поверхности опорной части без водолазного снаряжения после размещения на опорной части буровой платформы) или с обычным водолазным снаряжением для глубины 12-50 м (после снятия буровой платформы с опорной части. Еще одно техническое решение - унифицированная морская буровая платформа - характеризуется тем, что верхняя часть ее со смонтированным на ней буровым оборудованием крепится к нижней опорной части свайного типа и может быть легко отделена от нее для перемещения на другую точку бурения. Для работы в условиях интенсивного волнения на море, воздействия подвижек ледовых полей или ударов отдельных крупных льдин предложена стационарная морская платформа с опорами качения и амортизаторами. Для арктических условий разработан сходный способ постройки морской буровой платформы, который характеризуется следующей последовательностью операций
- изготавливается опорная конструкция, состоящая из множества колонных ног длиной, превышающей глубину моря в точке бурения
- колонны скрепляются между собой раскосами;
- изготовленная таким образом буровая платформа транспортируется в горизонтальном положении на плаву до точки бурения
- платформа устанавливается на точке бурения так, что ее ноги занимают вертикальное положение

- платформа закрепляется в этом положении при помощи свай
- на закрепленной сваями платформе монтируется буровое оборудование, и с него бурится скважина
- по окончании бурения скважины буровая платформа демонтируется
- срезается верхняя часть нескольких ног вместе счастью раскосов, так что оставшиеся отрезки ног находятся подуровнем моря, ниже уровня льда
- на верхнюю часть несрезанной ноги устанавливается платформа с оборудованием для эксплуатации скважин.
3. Как проводят исследование газовых скважин при стационарных режимах фильтрации?
Перед исследованием скважину продувают в течение 15— 20 мин для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождениях это время составляет 2—3 ч.В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа ив затрубном пространстве не изменяются во времени.По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины. Рассчитывают дебит по формуле
TZ
CP
Q


Приток нефти в скважину, вскрывшую нефтяную часть по высоте h с, происходит с образованием газового конуса. На условном КП при r = r k
h = h Формула для предельного безгазового дебита имеет вид q
НПР
=
,
ln
)
(
2 2
c
k
H
c
k
r
r
h
h
k





r
H






. (1)
5. Какие знаете основные свойства нефти и каковы методы их определения Плотность, вязкость нефти, газа и воды. Различия физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и попутной воды.Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым. Они представляют собой сложную смесь углеводородов различного строения с примесью неуглеводородов.
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может изменяться в пределах одной залежи.
В состав нефти входят метановые или парафиновые (С
H
2n+2
), нафтеновые (Си ароматические С) углеводороды.Метановые или парафиновые углеводороды ( алканы) от метана (С
H
4
), до пентана С
) включительно при нормальных условиях, те. (Р = 0,1 МПа и Т = 273 К) представляют собой газы, от пентана до гептадекана ( С
H
36
) - представлены жидкостями, а более высшие - твердыми веществами (парафинами.

2

Известно, что около половины парафиновых углеводородов нефти имеет нормальное строение, а остальная часть представлена разветвленной структурой. Изоалканы - ценные компоненты бензинов и масел, улучшающие их эксплуатационные качества. Нафтеновые углеводороды циклоалканы. Моноциклические нафтены широко представлены в нефтях циклопентановыми и циклогексановыми углеводородами. Нафтеновые углеводороды - важнейшая составная часть моторных топлив и смазочных масел. Нафтеновые углеводороды обладают способностью лучше растворять асфальтены и смолы, чем парафиновые. Ароматические углеводороды относятся к циклическим непредельным углеводородам бензольного ряда. Плотность, химическая стабильность, токсичность и другие характеристики нефти зависят от содержания и состава ароматических углеводородов. Ароматические углеводороды нефти по сравнению с другими соединениями обладают повышенной растворяющей способностью асфальто - смолистых веществ. Плотность нефти - один из основных показателей товарных качеств нефти.
При стандартных условиях (20 Си МПа) плотность нефти находится в пределах 700 - 1000 кг м Легкие нефти (до 880 кг/м3) служат ценным сырьем для производства моторных топлив. Плотность нефти определяется ареометром или пикнометром. Плотность нефти зависит от состава компонентов, входящих в нее, давления, температуры, количества газа, растворенного в нефти. Плотность нефти зависит от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с увеличением глубины залегания. Важным свойством является вязкость нефти показывающая способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других. Она определяется при помощи вискозиметра. Вязкость нефти зависит от состава нефти, количества газа, растворенного в нефти, давления, температуры, на вязкость нефти большое влияние оказывает наличие смол, асфальтенов, парафина. Вязкость нефти оказывает влияние на расход энергии при ее транспорте. БИЛЕТ

1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   ...   27

перейти в каталог файлов