Более высокое содержание серы может быть определено этим методом после соответствующего разбавления пробы. Оределению не мешают другие элементы, содержащиеся в нефтепродуктах, подвергаемых анализу. Суть:
Смешивают пробу НП с раствором соединения циркония. используемого в качестве стандартного образца в установленном соотношении по массе и подвергают в специальной камере возд прямого излучения ренгеновской трубки. Измеряют интенсивность флуорисценции S-К.2 при длине волны 0.5373 нм.. интенсивность флуорисценции Zr-L1 при длине волны 0.6070 нм. . фоновое излучение при длине волны 0.545 нм и рассчитывают коэффициент результирующих показаний считывания.
Массовая доля серы в пробе нефтепродукта опр. по калибровочной кривой , построенной с помощью калиброванных растворов.
3.2.3 Физико-химические методы
1)Определение АСВ и парафина.
Установлено 2 метода А и Б определения массовой доли парафина в неф: п. Метод А. заключается в предварительном удалении АСВ из нефти их же адсорбции и последовательном выделении парафина смесью ацетона и толуола при 1 = -20°С.
Метод Б. заключается в предварительном удалении АСВ вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550°С и выделением парафина парным растворителем -смесью спирта и эфира при I = -20°С.
2)Метод определения содержания АСВ в нефти.
Метод заключается в растворении навески в 30 - кратном количестве петролейного эфира, коагуляции асфальтенов в виду их леофебности к петролейному эфиру, отстаивании их в колбе-экстракторе и определении путем фильтрации раствора.
Смолы, растворенные в фильтрате, адсорбируются на силикогеле и затем десорбируются спиртово-бензольной смесью.
4. Варианты заданий
ВАРИАНТ 1
Физико-химическая характеристика пластовых нефтей месторождений.
4.1 Изменение свойств нефти с глубиной залегания вмещающих пород.
Построим графические зависимости изменение свойств нефти с глубиной залегания.
Зависимость изменения плотности нефти с глубиной.
Проанализировав графики мы увидели, что с увеличение глубины скважины плотность нефти уменьшатся, это обусловлено законами гидродинамики, то есть при увеличении глубины увеличивается давление в пласте, что приводит к растворения большего количества газа в пластовом флюиде.
Зависимость изменения вязкости нефти с глубиной.
Из графика видно, что с увеличение глубины скважины вязкость нефти уменьшается, это обусловлено тем, что при увеличении глубины увеличивается температура и давление в пласте, что приводит к растворению большего количества газа в пластовом флюиде.
Зависимость изменения коэффициента сжимаемости нефти с глубиной.
По графику, построенному нами нельзя точно сказать будет ли изменяться коэффициент сжимаемости или нет. Для того чтобы это выяснить нужно, рассмотреть по отдельности горизонты находящиеся в межсолевой и подсолевой толще.
В межсолевой толще находиться задонский горизонт, а в подсолевых находятся семелукский, воронежский, ланский.
Зависимость изменения коэффициента сжимаемости нефти с глубиной в межсолевой толще.
Зависимость изменения коэффициента сжимаемости нефти с глубиной в подсолевой толще.
Теперь мы видим, что с увеличением глубины уменьшается коэффициент сжимаемости. Это происходит за счет того, что с ростом глубины изменяется физико-химический состав нефти. Например в нефти семелукского горизонта содержится парафинов 6,43% вес., в воронежской нефти – 6,72% вес., в нефти ланского горизонта – 9,3% вес.
4.2 Взаимосвязь между давлением насыщения, газонасыщенностью и объемным коэффициентом.
Давление насыщения нефти газом – максимальное давление, при котором из нефти определенного химического состава начинают выделяться в газообразной фазе легкие углеводороды.
Газосодержание нефти – максимальное количество газа, которое растворено в нефти при давлении выше давления насыщения. Количественно определяется как отношение максимального количества газа, который выделится из единицы объема нефти в поверхностных условиях.
Объемный коэффициент – отношение объема пластовой нефти к объему нефти на поверхности.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.