Главная -> Словарь

Сургутского месторождения

Продажный глинозем растворяют в горячем 25%-ном растворе едкого натра, причем на 1 моль А1203 расходуют 1,5 моля Na20. В 1 л раствора алюмината натрия должно содержаться около 200 г окиси алюминия. Затем гидроокись алюминия осаждают 45%-пой азотной кислотой, поддерживая рН раствора около 6. Для этого раствор алюмината и азотную кислоту сливают постепенно из емкостей в чан, содержимое которого хорошо перемешивают; рН непрерывно контролируют при помощи сурьмяного электрода. Температура при осаждении не должна превышать 50°. Осадок отфильтровывают и промывают до исчезновения реакции на нитрогруппу. В заключение гидроокись алюминия сушат при 120° до потери в весе около 30%.

Объем раствора азотнокислого аммиаката серебра, эквивалентный количеству активной серы, определяется при использовании сульфидсеребряного электрода по скачку потенциала, а при использовании сурьмяного электрода: при определении меркаптановой серы — по началу смещения потенциала в область более положительных значений; при совместном определении сероводородной и меркаптановой серы — по скачку потенциала.

2.1. Приготовление сул ьфид се р еб р я н о го электрода и подготовка сурьмяного электрода

При подготовке сурьмяного электрода его поверхность зачитается шлифовальной шкуркой и полируется на сукне до блеска. После каждого определения полировка повторяется, затем металлическая поверхность протирается ваткой, смоченной в спирте. В случае потускнения поверхности электрод снова зачищают шлифовальной шкуркой и полируют на сукне.

При использовании сурьмяного электрода титр 0,01 н. раствора азотнокислого аммиаката серебра устанавливают следующим образом: в микробюретку наливают 0,01 н. раствор азотнокислого аммиаката серебра, устанавливают мениск раствора на метку 0, записывают значение исходного потенциала сурьмяного электрода в растворе йодистого калия и титруют, приливая раствор азотнокислого аммиаката серебра по каплям. За конец титрования принимают точку, от которой при прибавлении 0,02 мл 0,01 н. раствора азотно-

кислого аммиаката серебра начинается смещение потенциала сурьмяного электрода в область более положительных значений потенциала .

При использовании сурьмяного электрода титрование проводят по каплям до первого смещения потенциала в область более положительных значений. Изменение потенциала в отрицательную область во внимание не принимают.

Объем раствора азотнокислого аммиаката серебра, эквивалентной количеству активной серы, определяется при использовании сульфидсеребряного электрода по скачку потенциала, а при использовании сурьмяного электрода: при определении меркаптановой серы — по началу смещения потенциала в область более положительных значений; при совместном определении сероводородной и меркаптановой серы — по скачку потенциала.

2.1. Приготовление сульфидсеребряного электрода и подготовка сурьмяного электрода

При подготовке сурьмяного электрода его поверхность зачищается шлифовальной шкуркой и полируется на сукне до блеска. После каждого определения полировка повторяется, затем металлическая поверхность протирается ваткой, смоченной в спирте. В случае потускнения поверхности электрод снова зачищают шлифовальной шкуркой и полируют на сукне.

При использовании сурьмяного электрода титр 0,01 моль/дм3 раствора азотнокислого аммиаката серебра устанавливают следующим образом: в микробюретку наливают 0,01 моль/дм3 раствор азотнокислого аммиаката серебра, устанавливают мениск раствора на метку 0, записывают значение исходного потенциала сурьмяного электрода в растворе йодистого калия и титруют, приливая раствор азотнокислого аммиаката серебра по каплям. За конец титрования принимают точку, от которой при прибавлении 0,02 см3 0,01 моль/дм3 раствора азотнокислого аммиаката серебра начинается смещение потенциала сурьмяного электрода в область более положительных значений потенциала .

В продуктах гидролиза концентратов, выделенных из нефти Западно-Сургутского месторождения , преобладают глицин и глутаминовая кислота, а в наименьших количествах содержится треонин. Количественное распределение связанных аминокислот в этой нефти и в отдельных ее фракциях приведено и табл. 4.10.

а нефти пласта БХ Западно-Сургутского месторождения 0,8730 г/см3, т. е. второе значение превышает первое на 0,1304 г/см3, или в 1,17 раза. Остальные исследованные нефти по величине плотности занимают промежуточные положения. Характерно, что в исследованном интервале давлении рассматриваемая зависимость имеет линейный характер. Графическое изображение полученных данных при исследовании нефти пласта БП Усть-Балыкского месторождения приведено на рис. 1 в виде наклонной прямой. Такой характер зависимости наблюдается для всех исследованных нефтей. Однако прямые, полученные для этих нефтей, различаются между собой углами наклона к оси абсцисс. Это свидетельствует о различной интенсивности воздействия рассматриваемого пара: 1етра на плотность разных нефтей. Для получения сравнимых данных об интенсивности этого воздействия были рассчитаны изменения плотности пластовой нефти при изменении давления на одну атмосферу .

Из рассмотрения этих данных выяснилось, что для исследованных нефтей значения барических градиентов меняются от 4,51 • 10~6 до 8,5-10~6 е/см3 • кГ/см2. Минимальное значение относится к нефти пласта БХ Западно-Сургутского месторождения и максимальное — к нефти пласта БУШ Мегионского месторождения. Указанные величины различаются между собой в 1,88 раза, что значительно превышает отмеченное выше различие в значениях плотности исследованных нефтей. Следовательно, по сравнению с плбтностыо пластовых нефтей барический градиент этого свойства является более чувствительным параметром. Это обстоятельство может иметь существенное значение при изучении закономерностей изменения свойств нефтей в естественных условиях. Поэтому остановимся на этом параметре дополнительно.

Начальные эксперименты были проведены для образца конденсата ГК-16, представляющего собой среднестатистический стабильный газовый конденсат Карачага-накского месторождения. Результаты совместной перегонки конденсатонефтяных смесей Карачаганакского месторождения представлены в табл. 8.2 и 8.3. Аналогичные эксперименты проводились для смеси конденсата Уренгойского месторождения, поступающего на Сургутский завод стабилизации моторных топлив и нефти Сургутского месторождения. Результаты экспериментов приведены в табл. 8.9.

падно-Сургутского месторождения 0,34 14,5 — '

3 ападно-Сургутского месторождения 0,32 14,5 —

Кроме термодинамических условий, на фазовое состояние смеси влияет компонентный состав газа. Поэтому в процессе исследований отбирались пробы газа на хроматографический анализ. Параметры работы системы сбора и транспорта и места их замеров приведены в табл. 9. Углеводородный состав позволяет оценить качественные изменения в газе при его движении по газопроводу . Так, при прохождении газа Западно-Сургутского месторождения через газосепаратор содержание в нем тяжелых углеводородов уменьшается с 0,222 до 0,203 кг/м3. При входе этого газа на КС плотность его значительно уменьшается за счет конденсации тяжелых углеводородов в сборном газопроводе, так как в среднем из каждого м3 газа выпадает в конденсат около 0,03—0,04 кг углеводородов С3 + в.

дегазированной нефти при температуре 20°С, равное 4,6 и 42 МПа-.С соответственно для Трехозерного и Западно-Сургутского месторождений. Характер прямых n указывает на то, что для этой зависимости справедлива формула . Угол наклона прямых ц=/. Этот факт указывает на то, что с изменением степени газонасыщенности нефти влияние температуры на вязкость различно. В области относительно низких температур эффект снижения вязкости нефти благодаря газонасыщению возрастает. Так, для Западно-Сургутского месторождения при переходе от дегазированной нефти к газонасыщенной вязкость уменьшается при / = 50°С с 13 до 12 МПа-С, а при /=10°С —с 87 до 64 МПа-С.

Пример. Рассмотрим совместную работу центробежного насоса 5МС-10 и промыслового трубопровода длиной 23 км, диаметром 219 мм при перекачке нефти Западно-Сургутского месторождения, вязкость которой в дегазированном состоянии при температуре 13 °С равна 85-10-6 M2/c, а плотность 868 кг/м3. Газонасыщенная нефть при той же температуре имеет вязкость 57 • 10~« м2/с, а плотность 864 кг/м3. Разница отметок начала и конца трубопровода равна 15 м.

Дегазированные нефти Западно-Сургутского месторождения смолистые, сернистые и высокосернистые , парафиновые , имеют плотность и вязкость, близкие к средним значениям.

Особенностью состава бицикланов Сю является присутствие больших количеств термодинамически весьма устойчивого-транс-декалина . Углеводороды ряда декалина составляют в нефтях примерно половину всех бицикланов Сю, Си, С2. Из метальных гомологов декалина в этой же нефти идентифицированы цис-З-метил-гранс-бицикло-- и транс-2-метил-транс-бицикло деканы . Эти же углеводороды идентифицированы и в нефти Сургутского месторождения.