способ определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях. Определение возраста нефти


Способ определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях

Изобретение относится к охране природных ресурсов и может быть использовано при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районах. Техническим результатом является разработка простого, надежного и дешевого способа определения возраста разлитой нефти, применимого как в условиях стационарной лаборатории, так и в составе передвижных лабораторий и в полевых условиях. Способ включает пробоотбор и термостатирование пробы нефти, опускание в пробу калиброванного капилляра, измерение высоты поднятия нефти за фиксированное время по калиброванному капилляру, определение возраста разлива нефти путем сравнения высоты поднятия пробы нефти по этому капилляру за фиксированное время с откалиброванным уровнем высоты для образцов того же вида свежей нефти. 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к охране природных ресурсов и может быть использовано при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районах.

Известно, что при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районах и для определения размеров штрафных санкций за причинение ущерба очень важно знать, когда произошел разлив нефти на поверхность почвы, водоема или иную поверхность и, соответственно, время воздействия нефти на природную среду (см. Методику определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., стр.23).

С течением времени в нефти, разлитой на открытой поверхности, преобладающим процессом изменения является процесс испарения летучих низкомолекулярных фракций углеводородов (см. Методику определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., стр.6).

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения возраста разлитой нефти, в котором могут быть применены методы, основанные на определении содержания в пробе углеводородных фракций методами химического анализа (см. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учебное пособие для вузов /И.Н.Дияров и др./. - Л.: Химия, 1990 г., стр.129-142, Государственные стандарты Союза ССР. Нефтепродукты. Методы испытаний. Часть 2. - М.: Издательство стандартов, 1987, стр.259-269).

Предлагаемые методы длительны, трудоемки и требуют сложной и дорогостоящей аппаратуры, что делает их применение возможным только в условиях стационарной лаборатории.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка простого, надежного и дешевого способа определения возраста разлитой нефти, применимого как в условиях стационарной лаборатории, так и в составе передвижных лабораторий и в полевых условиях.

Поставленная задача решается с помощью технического результата, заключающего в определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях надежным и упрощенным путем.

Указанный результат достигается тем, что в способе определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях, включающем пробоотбор и термостатирование пробы нефти, в пробу опускают калиброванный капилляр, измеряют высоту поднятия нефти за фиксированное время по калиброванному капилляру, определяют возраст разлива нефти путем сравнения высоты поднятия пробы нефти по этому капилляру за фиксированное время с откалиброванным уровнем высоты для образцов того же вида свежей нефти.

Согласно Большой советской энциклопедии (БСЭ 2, 3) вязкость нефти изменяется в широких пределах и определяется фракционным составом нефти и ее температурой (чем выше температура и больше количество легких фракций, тем ниже вязкость.

Объем жидкости, протекающей за время τ через трубку длиной 1 под влиянием разности давлений на концах трубки Δp, определяется по формуле Пуазейля (см. Руководство к лабораторным работам по медицинской и биологической физике. Под ред. А.Н.Ремизова. - М.: Высшая школа, 1987, стр.99-100)

V=πr4Δpτ/8η1,

где V - объем жидкости;

η - вязкость жидкости;

τ - радиус капилляра.

Из формулы Пуазейля следует, что объемы жидкостей, протекающих за равные промежутки времени по одинаковым капиллярам, обратно пропорциональны вязкостям этих жидкостей.

Кроме того, по мере заполнения капилляра жидкостью начинает сказываться сила тяжести F=πρghr2, где ρ - плотность жидкости, g - ускорение силы тяжести, h - высота столба жидкости, r - радиус капилляра. Согласно Химии нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учебное пособие для вузов /И.Н.Дияров и др./. - Л., "Химия", 1990 г., стр.6, нефть представляет собой сложную смесь.

Способ заключается в том, что берется проба разлитой нефти, помещается в термостатированную емкость. Вязкость нефти зависит от температуры, поэтому проба должна быть термостатирована. Измерения возраста разлива могут включать различные варианты.

1 вариант. Заранее калибруется капилляр по конкретному виду нефти (источнику нефти). Срок разлива нефти определяется по уровню поднятия нефти в этом калиброванном капилляре. Тогда стандартного образца не надо. В этом случае все сделано заранее, и возможно численное определение возраста.

2 вариант. Калибровка отсутствует. В этом случае можно только определить свежий этот разлив или давний, сравнивая высоту поднятия нефти в стандартном образце (свежей нефти) и в пробе. Для этого варианта термостатированная емкость может быть разделена на две части. Тогда в одну часть наливается стандартный образец нефти, а в другую исследуемая проба. В каждом нефтепроводе нефть определенного состава. Нефть из нефтепровода считается стандартная. Опускаем одинаковые калиброванные капилляры в каждую часть емкости. Нужно около 2 минут подождать. И через 2 мин в свежей нефти (стандартной) по капилляру поднимется нефть на одну высоту, а по другому капилляру, установленному в исследуемой пробе нефти, - на другую. Разница этих высот пропорциональна возрасту разлива.

На основании представленных данных можно сделать вывод, что при нахождении на открытой поверхности нефть с течением времени будет терять все большее количество низкомолекулярных углеводородов, что приводит к увеличению плотности и вязкости нефти по мере увеличения доли высокомолекулярных углеводородов.

По мере увеличения содержания высокомолекулярных углеводородов увеличение вязкости и плотности нефти приводит к уменьшению объема ее поступления в капилляр под действием капиллярных сил, что регистрируется как уменьшение длины столбика нефти, поднимающегося по капилляру за определенное время.

Способ иллюстрируется фиг.1, на которой поверхности термостатированного образца исследуемой нефти 1 касаются торцом калиброванного капилляра 2. Через 2 мин по шкале измеряют высоту столбика нефти 3, поднявшегося по капилляру под действием сил поверхностного натяжения. Затем такую же операцию проводят с образцом свежей нефти из источника, соответствующего предполагаемому источнику разлива. После этого по калибровочному графику, характерному для каждого источника нефтяных разливов, определяют возраст образца исследуемой нефти.

Для проверки достижимости технического результата был поставлен лабораторный эксперимент. В течение пяти месяцев ежедневно проводились измерения по описанному способу свойств образца нефти марки «Brent», находившейся в открытой чашке Петри при 20°С в помещении лаборатории без принудительной вентиляции. Результаты представлены в численном виде в Таблице 1 на фиг.2, а также в графическом виде на фиг 3, где по оси абсцисс откладывались дни, в течение которых нефть находилась в разлитом состоянии, на оси ординат откладывалась высота уровня нефти, которая поднималась по калиброванному капилляру через 2 мин после опускания капилляра в эту нефть.

Из графика на фиг.3 можно установить, что уровень поднятия нефти в калиброванном капилляре обратно пропорционален количеству дней, при которых нефть была в состоянии разлива.

Способ определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях, включающий пробоотбор и термостатирование пробы нефти, отличающийся тем, что в пробу опускают калиброванный капилляр, измеряют высоту поднятия пробы нефти за фиксированное время по калиброванному капилляру, определяют возраст разлива путем сравнения высоты поднятия нефти по этому капилляру за фиксированное время с откалиброванным уровнем высоты для образцов того же вида нефти.

www.findpatent.ru

способ определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях - патент РФ 2404422

Изобретение относится к охране природных ресурсов и может быть использовано при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районах. Техническим результатом является разработка простого, надежного и дешевого способа определения возраста разлитой нефти, применимого как в условиях стационарной лаборатории, так и в составе передвижных лабораторий и в полевых условиях. Способ включает пробоотбор и термостатирование пробы нефти, опускание в пробу калиброванного капилляра, измерение высоты поднятия нефти за фиксированное время по калиброванному капилляру, определение возраста разлива нефти путем сравнения высоты поднятия пробы нефти по этому капилляру за фиксированное время с откалиброванным уровнем высоты для образцов того же вида свежей нефти. 3 ил., 1 табл.

Рисунки к патенту РФ 2404422

Изобретение относится к охране природных ресурсов и может быть использовано при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районах.

Известно, что при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районах и для определения размеров штрафных санкций за причинение ущерба очень важно знать, когда произошел разлив нефти на поверхность почвы, водоема или иную поверхность и, соответственно, время воздействия нефти на природную среду (см. Методику определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., стр.23).

С течением времени в нефти, разлитой на открытой поверхности, преобладающим процессом изменения является процесс испарения летучих низкомолекулярных фракций углеводородов (см. Методику определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., стр.6).

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения возраста разлитой нефти, в котором могут быть применены методы, основанные на определении содержания в пробе углеводородных фракций методами химического анализа (см. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учебное пособие для вузов /И.Н.Дияров и др./. - Л.: Химия, 1990 г., стр.129-142, Государственные стандарты Союза ССР. Нефтепродукты. Методы испытаний. Часть 2. - М.: Издательство стандартов, 1987, стр.259-269).

Предлагаемые методы длительны, трудоемки и требуют сложной и дорогостоящей аппаратуры, что делает их применение возможным только в условиях стационарной лаборатории.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка простого, надежного и дешевого способа определения возраста разлитой нефти, применимого как в условиях стационарной лаборатории, так и в составе передвижных лабораторий и в полевых условиях.

Поставленная задача решается с помощью технического результата, заключающего в определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях надежным и упрощенным путем.

Указанный результат достигается тем, что в способе определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях, включающем пробоотбор и термостатирование пробы нефти, в пробу опускают калиброванный капилляр, измеряют высоту поднятия нефти за фиксированное время по калиброванному капилляру, определяют возраст разлива нефти путем сравнения высоты поднятия пробы нефти по этому капилляру за фиксированное время с откалиброванным уровнем высоты для образцов того же вида свежей нефти.

Согласно Большой советской энциклопедии (БСЭ 2, 3) вязкость нефти изменяется в широких пределах и определяется фракционным составом нефти и ее температурой (чем выше температура и больше количество легких фракций, тем ниже вязкость.

Объем жидкости, протекающей за время через трубку длиной 1 под влиянием разности давлений на концах трубки p, определяется по формуле Пуазейля (см. Руководство к лабораторным работам по медицинской и биологической физике. Под ред. А.Н.Ремизова. - М.: Высшая школа, 1987, стр.99-100)

V= r4 p /8 1,

где V - объем жидкости;

- вязкость жидкости;

- радиус капилляра.

Из формулы Пуазейля следует, что объемы жидкостей, протекающих за равные промежутки времени по одинаковым капиллярам, обратно пропорциональны вязкостям этих жидкостей.

Кроме того, по мере заполнения капилляра жидкостью начинает сказываться сила тяжести F= ghr2, где - плотность жидкости, g - ускорение силы тяжести, h - высота столба жидкости, r - радиус капилляра. Согласно Химии нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учебное пособие для вузов /И.Н.Дияров и др./. - Л., "Химия", 1990 г., стр.6, нефть представляет собой сложную смесь.

Способ заключается в том, что берется проба разлитой нефти, помещается в термостатированную емкость. Вязкость нефти зависит от температуры, поэтому проба должна быть термостатирована. Измерения возраста разлива могут включать различные варианты.

1 вариант. Заранее калибруется капилляр по конкретному виду нефти (источнику нефти). Срок разлива нефти определяется по уровню поднятия нефти в этом калиброванном капилляре. Тогда стандартного образца не надо. В этом случае все сделано заранее, и возможно численное определение возраста.

2 вариант. Калибровка отсутствует. В этом случае можно только определить свежий этот разлив или давний, сравнивая высоту поднятия нефти в стандартном образце (свежей нефти) и в пробе. Для этого варианта термостатированная емкость может быть разделена на две части. Тогда в одну часть наливается стандартный образец нефти, а в другую исследуемая проба. В каждом нефтепроводе нефть определенного состава. Нефть из нефтепровода считается стандартная. Опускаем одинаковые калиброванные капилляры в каждую часть емкости. Нужно около 2 минут подождать. И через 2 мин в свежей нефти (стандартной) по капилляру поднимется нефть на одну высоту, а по другому капилляру, установленному в исследуемой пробе нефти, - на другую. Разница этих высот пропорциональна возрасту разлива.

На основании представленных данных можно сделать вывод, что при нахождении на открытой поверхности нефть с течением времени будет терять все большее количество низкомолекулярных углеводородов, что приводит к увеличению плотности и вязкости нефти по мере увеличения доли высокомолекулярных углеводородов.

По мере увеличения содержания высокомолекулярных углеводородов увеличение вязкости и плотности нефти приводит к уменьшению объема ее поступления в капилляр под действием капиллярных сил, что регистрируется как уменьшение длины столбика нефти, поднимающегося по капилляру за определенное время.

Способ иллюстрируется фиг.1, на которой поверхности термостатированного образца исследуемой нефти 1 касаются торцом калиброванного капилляра 2. Через 2 мин по шкале измеряют высоту столбика нефти 3, поднявшегося по капилляру под действием сил поверхностного натяжения. Затем такую же операцию проводят с образцом свежей нефти из источника, соответствующего предполагаемому источнику разлива. После этого по калибровочному графику, характерному для каждого источника нефтяных разливов, определяют возраст образца исследуемой нефти.

Для проверки достижимости технического результата был поставлен лабораторный эксперимент. В течение пяти месяцев ежедневно проводились измерения по описанному способу свойств образца нефти марки «Brent», находившейся в открытой чашке Петри при 20°С в помещении лаборатории без принудительной вентиляции. Результаты представлены в численном виде в Таблице 1 на фиг.2, а также в графическом виде на фиг 3, где по оси абсцисс откладывались дни, в течение которых нефть находилась в разлитом состоянии, на оси ординат откладывалась высота уровня нефти, которая поднималась по калиброванному капилляру через 2 мин после опускания капилляра в эту нефть.

Из графика на фиг.3 можно установить, что уровень поднятия нефти в калиброванном капилляре обратно пропорционален количеству дней, при которых нефть была в состоянии разлива.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях, включающий пробоотбор и термостатирование пробы нефти, отличающийся тем, что в пробу опускают калиброванный капилляр, измеряют высоту поднятия пробы нефти за фиксированное время по калиброванному капилляру, определяют возраст разлива путем сравнения высоты поднятия нефти по этому капилляру за фиксированное время с откалиброванным уровнем высоты для образцов того же вида нефти.

www.freepatent.ru

5.Методы определения времени формирования залежей.

Для определения времени аккумуляции УВ в ловушках применяются различные методы, среди которых заслуживают внимания следующие: а)палеотектонический анализ, позволяющий определить время возникновения ловушки, к которой приурочены залежи нефти и газа; б)гелий-аргоновый метод определения возраста газов и их ассоциаций; б) определение глубины образования нефтяной залежи по «замороженному» давлению насыщения нефти газом; в) определение объёма газа в ловушке с помощью использования законов газового равновесия; г)изучение изменений вмещающей способности палеоловушек во времени; д) определение времени цементации и развития вторичной пористости коллектора; е) использование данных по избыточным давлениям в нефтяных и газовых залежах; а также диффузивно-хроматографический способ определения возраста залежей нефти и газа. Наиболее надёжен метод палеотектонического анализа, позволяющий определить нижний возможный предел времени формирования ловушки, раньше которого залежь не могла сформироваться. Гелий-аргоновый метод весьма приближённого определения возраста газов и газовых ассоциаций основан на определении отношения гелия, образующийся в результате радиоактивных процессов, к аргону в основном воздушного генезиса. Метод «замороженного» давления насыщения нефти газом предполагал, что нефтяная залежь не могла образоваться при пластовых давлениях ниже упругости растворённых в ней газов. Зная давления насыщения нефти газом в настоящее время, можно также приближённо определить глубину, на которой находилась данная ловушка в момент образования в ней залежи, а следовательно, исходя из палеотектонического анализа определить приближенно и время её формирования.

6. Механизм формирования залежей нефти и газа.

Миграция – это перемещение в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывных нарушений.

Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе и в первой же ловушке, встреченной ими, будет происходить их аккумуляция, и в результате образуется залежь.

Если же нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции. То первая заполняется только газом, вторая – может нефтью и газом, третья – лишь нефтью. В этом случае происходит так называемая дифференциация нефти и газа (смотри вопрос дифференц. Улавливание УВ).

Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.

В зависимости от того, образовались ли скопления нефти и газа в пределах нефтегазоматеринских свит или за пределеми последних, выделяются первичные и вторичные залежи. Если при формировании первичных залежей основную роль играет внутрирезервуарная (латеральная) миграция, то вторичные залежи образуются в результате вертикальной (межформационной) миграции УВ из нефтегазоматеринских свит главным образом в нефтегазосодержащие отложения другого стратиграфического комплекса. Также важное значение имеет струйная миграция при формирования залежей. Капли нефти и пузырьки газов, при наличии свободной фазы, могут образовать струи, которые в силу плавучести будут стремится к гипсометрически наиболее приподнятому участку природного резервуара. Если на пути мигрирующих УВ окажутся ловушки, то может сформироваться локальное скопление нефти и газа.

Чаще всего ловушками служат антиклинальные складки. Такие ловушки называют традиционными. Все остальные – нетрадиционные, хотя это название устарело. В настоящее время, все чаще объектом добычи становятся залежи в неантиклинальных ловушках  - рифогенных, литологических, стратиграфических. В последнее время внимание привлекают так называемые жильные залежи, связанные с зонами трещиноватости.

Так же как и для ловушек существует понятие традиционных и нетрадиционных залежей. В широком смысле слова, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.

studfiles.net

Способ определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях

Изобретение относится к охране природных ресурсов и может быть использовано при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районах. Техническим результатом является разработка простого, надежного и дешевого способа определения возраста разлитой нефти, применимого как в условиях стационарной лаборатории, так и в составе передвижных лабораторий и в полевых условиях. Способ включает пробоотбор и термостатирование пробы нефти, опускание в пробу калиброванного капилляра, измерение высоты поднятия нефти за фиксированное время по калиброванному капилляру, определение возраста разлива нефти путем сравнения высоты поднятия пробы нефти по этому капилляру за фиксированное время с откалиброванным уровнем высоты для образцов того же вида свежей нефти. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к охране природных ресурсов и может быть использовано при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районах.

Известно, что при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районах и для определения размеров штрафных санкций за причинение ущерба очень важно знать, когда произошел разлив нефти на поверхность почвы, водоема или иную поверхность и, соответственно, время воздействия нефти на природную среду (см. Методику определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., стр.23).

С течением времени в нефти, разлитой на открытой поверхности, преобладающим процессом изменения является процесс испарения летучих низкомолекулярных фракций углеводородов (см. Методику определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., стр.6).

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения возраста разлитой нефти, в котором могут быть применены методы, основанные на определении содержания в пробе углеводородных фракций методами химического анализа (см. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учебное пособие для вузов /И.Н.Дияров и др./. - Л.: Химия, 1990 г., стр.129-142, Государственные стандарты Союза ССР. Нефтепродукты. Методы испытаний. Часть 2. - М.: Издательство стандартов, 1987, стр.259-269).

Предлагаемые методы длительны, трудоемки и требуют сложной и дорогостоящей аппаратуры, что делает их применение возможным только в условиях стационарной лаборатории.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка простого, надежного и дешевого способа определения возраста разлитой нефти, применимого как в условиях стационарной лаборатории, так и в составе передвижных лабораторий и в полевых условиях.

Поставленная задача решается с помощью технического результата, заключающего в определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях надежным и упрощенным путем.

Указанный результат достигается тем, что в способе определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях, включающем пробоотбор и термостатирование пробы нефти, в пробу опускают калиброванный капилляр, измеряют высоту поднятия нефти за фиксированное время по калиброванному капилляру, определяют возраст разлива нефти путем сравнения высоты поднятия пробы нефти по этому капилляру за фиксированное время с откалиброванным уровнем высоты для образцов того же вида свежей нефти.

Согласно Большой советской энциклопедии (БСЭ 2, 3) вязкость нефти изменяется в широких пределах и определяется фракционным составом нефти и ее температурой (чем выше температура и больше количество легких фракций, тем ниже вязкость.

Объем жидкости, протекающей за время τ через трубку длиной 1 под влиянием разности давлений на концах трубки Δp, определяется по формуле Пуазейля (см. Руководство к лабораторным работам по медицинской и биологической физике. Под ред. А.Н.Ремизова. - М.: Высшая школа, 1987, стр.99-100)

V=πr4Δpτ/8η1,

где V - объем жидкости;

η - вязкость жидкости;

τ - радиус капилляра.

Из формулы Пуазейля следует, что объемы жидкостей, протекающих за равные промежутки времени по одинаковым капиллярам, обратно пропорциональны вязкостям этих жидкостей.

Кроме того, по мере заполнения капилляра жидкостью начинает сказываться сила тяжести F=πρghr2, где ρ - плотность жидкости, g - ускорение силы тяжести, h - высота столба жидкости, r - радиус капилляра. Согласно Химии нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учебное пособие для вузов /И.Н.Дияров и др./. - Л., "Химия", 1990 г., стр.6, нефть представляет собой сложную смесь.

Способ заключается в том, что берется проба разлитой нефти, помещается в термостатированную емкость. Вязкость нефти зависит от температуры, поэтому проба должна быть термостатирована. Измерения возраста разлива могут включать различные варианты.

1 вариант. Заранее калибруется капилляр по конкретному виду нефти (источнику нефти). Срок разлива нефти определяется по уровню поднятия нефти в этом калиброванном капилляре. Тогда стандартного образца не надо. В этом случае все сделано заранее, и возможно численное определение возраста.

2 вариант. Калибровка отсутствует. В этом случае можно только определить свежий этот разлив или давний, сравнивая высоту поднятия нефти в стандартном образце (свежей нефти) и в пробе. Для этого варианта термостатированная емкость может быть разделена на две части. Тогда в одну часть наливается стандартный образец нефти, а в другую исследуемая проба. В каждом нефтепроводе нефть определенного состава. Нефть из нефтепровода считается стандартная. Опускаем одинаковые калиброванные капилляры в каждую часть емкости. Нужно около 2 минут подождать. И через 2 мин в свежей нефти (стандартной) по капилляру поднимется нефть на одну высоту, а по другому капилляру, установленному в исследуемой пробе нефти, - на другую. Разница этих высот пропорциональна возрасту разлива.

На основании представленных данных можно сделать вывод, что при нахождении на открытой поверхности нефть с течением времени будет терять все большее количество низкомолекулярных углеводородов, что приводит к увеличению плотности и вязкости нефти по мере увеличения доли высокомолекулярных углеводородов.

По мере увеличения содержания высокомолекулярных углеводородов увеличение вязкости и плотности нефти приводит к уменьшению объема ее поступления в капилляр под действием капиллярных сил, что регистрируется как уменьшение длины столбика нефти, поднимающегося по капилляру за определенное время.

Способ иллюстрируется фиг.1, на которой поверхности термостатированного образца исследуемой нефти 1 касаются торцом калиброванного капилляра 2. Через 2 мин по шкале измеряют высоту столбика нефти 3, поднявшегося по капилляру под действием сил поверхностного натяжения. Затем такую же операцию проводят с образцом свежей нефти из источника, соответствующего предполагаемому источнику разлива. После этого по калибровочному графику, характерному для каждого источника нефтяных разливов, определяют возраст образца исследуемой нефти.

Для проверки достижимости технического результата был поставлен лабораторный эксперимент. В течение пяти месяцев ежедневно проводились измерения по описанному способу свойств образца нефти марки «Brent», находившейся в открытой чашке Петри при 20°С в помещении лаборатории без принудительной вентиляции. Результаты представлены в численном виде в Таблице 1 на фиг.2, а также в графическом виде на фиг 3, где по оси абсцисс откладывались дни, в течение которых нефть находилась в разлитом состоянии, на оси ординат откладывалась высота уровня нефти, которая поднималась по калиброванному капилляру через 2 мин после опускания капилляра в эту нефть.

Из графика на фиг.3 можно установить, что уровень поднятия нефти в калиброванном капилляре обратно пропорционален количеству дней, при которых нефть была в состоянии разлива.

Формула изобретения

Способ определения возраста разливов нефти на открытых поверхностях, включающий пробоотбор и термостатирование пробы нефти, отличающийся тем, что в пробу опускают калиброванный капилляр, измеряют высоту поднятия пробы нефти за фиксированное время по калиброванному капилляру, определяют возраст разлива путем сравнения высоты поднятия нефти по этому капилляру за фиксированное время с откалиброванным уровнем высоты для образцов того же вида нефти.

bankpatentov.ru

Определение - абсолютный возраст - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Определение - абсолютный возраст

Cтраница 3

При решении задач по расчленению и сопоставлению отложений применяются определения абсолютного возраста пород. Из существующих методов определения абсолютного возраста по мощности накопившихся осадков, количеству растворенных солей, изучению ледниковых отложений четвертичного периода, радиоактивности минералов и др. методы изучения природной радиоактивности минералов являются наиболее эффективными. Из них в последнее время широкое применение получили свинцовый, калиевый, аргоновый, стронциевый и углеродный методы, позволяющие определять абсолютный возраст как магматических, так и осадочных горных пород.  [31]

В лаборатории Иосифа Евсеевича в этот период находят дальнейшее развитие методические работы, проводятся широкие геохимические исследования, позволяющие оценить правильность определений геологического возраста на основе определения степени устойчивости тех или иных изотопов в природных образованиях при воздействии внешних агентов. Исключительно многообразны работы по определению абсолютного возраста: производятся определения возраста Земли, космических тел ( метеоритов), геологических образований, океанических отложений и археологических находок.  [32]

ГЕОХРОНОЛОГИЯ ( абсолютная геохронологи я) - исчисление ( в миллионах лет) абсолютного возраста и продолжительности эр, периодов, эпох и веков. Исчисление основано на радиоактивных методах определения абсолютного возраста минералов и горных пород.  [33]

Геохронология ( абсолютная геохронология) - исчисление ( в миллионах лет) абсолютного возраста и продолжительности эр, периодов, эпох и веков. Исчисление основано на радиоактивньк методах определения абсолютного возраста минералов и горных пород.  [34]

Ьезусловно, сказанное не относится ко всем методам измерения возраста древних находок. Отлично зарекомендовал себя самый распространенный метод определения абсолютного возраста геологических формаций - калий-аргоновый. За разработку этого метода советский ученый З.К. Герлинг в 1963 г. был удостоен Ленинской премии. Метод основан на радиоактивном превращении природного изотопа К-40 в Ат-40, Не каждый минерал годится для измерений содержания аргона. Например, из полевого шпата атомы аргона улетают из-за малейших дефектов кристаллической решетки. А вот слюда прекрасно консервирует аргон и калий. Измерения в слюдах дали следующий результат для возраста Земли - 5 3 млрд. лет, что хорошо согласуется с данными других методов, например, урано-свинцового.  [35]

В революционные геологические годы, связанные с успехами в изучении океанов, особенно с применением глубоководного бурения, были сделаны важные открытия в области высоких скоростей седиментации. Были получены надежные значения скоростей новыми методами определения абсолютного возраста и магнитостратигра-фии, сделаны определения концентрации взвешенного осадочного материала в толще вод и особенно в придонном слое, определения мощностей осадочных толщ дистанционными геофизическими методами, получены пробы отложений бурением. Главная часть осадочного вещества Земли концентрируется не в огромных по площади пелагических частях океанов, а на небольших, часто разрозненных участках по их периферии и окраине континента - областях лавинной седиментации. Возникла необходимость изучения особенностей этих отложений и процессов, их порождающих.  [36]

При этом дальнейшие исследования проблемы происхождения нефти необходимо вести одновременно с изучением закономерностей формирования ее залежей, месторождений и зон регионального нефтегазонакопле-ния в конкретных геологических условиях. Наконец, при дальнейшей разработке этой проблемы необходимо широко использовать новейшие достижения физико-химических наук и в том числе, в частности, и ядерной физики, для определения абсолютного возраста нефтей и вмещающих их пород.  [37]

В настоящее время литология располагает довольно обширным набором методов количественного изучения распределения осадочного вещества. Среди них определения концентрации вещества во взвешенной форме ( взвеси) или в растворах, определение скорости оседания взвеси и потоков осадочного вещества с помощью разнообразных седиментационных ловушек, комплекс независимых методов определения скоростей седиментации ( биостратиграфия, методы определения абсолютного возраста, магнитостратиграфия, изотопные методы, сейсмостратиграфия и др.), наконец, определение мощности слоев с помощью глубоководного бурения и методов геофизики ( сейсмостратиграфия), определение мощности и возраста осадочной толши в целом.  [38]

Уран и торий при естественном распаде образуют изотопы свинца, что позволяет измерять геологический возраст урановых и ториевых минералов. Вопросы, которые позволяет решить свинцо-во-урановый метод, весьма обширны. Сюда входит определение абсолютного возраста Земли в целом, составление геохронологической шкалы докембрия, определение возраста интрузивных тел, месторождений.  [39]

Эффективность ионизации отдельных элементов настолько различна, что относительное содержание ионов может сильно исказить картину атомного состава образца. Во многих случаях это является недостатком, но иногда облегчает возможность определения очень м-алых количеств некоторых атомных группировок. В частности, это различие в чувствительности используется при определении абсолютного возраста геологических материалов рубидиево-стронциевым методом.  [40]

Породы фундамента представлены метаморфизо-ванными осадочными и магматическими образованиями. В составе осадочных отложений развиты биотито-кварцевые, слюдистые сланцы, серые и светло-серые мраморы, известняки и другие разности метаморфизованных пород. Среди изверженных пород развиты граниты, габбро, пироксениты и др. Возраст пород фаунистически не подтвержден. Остальные определения абсолютного возраста гранитов позволяют относить их к среднему палеозою.  [41]

Точность определения калия в них химическими методами невелика. Так, например, стандартное отклонение определения калия в граните G-1 и диабазе W-1, рассчитанное по результатам анализов ряда лабораторий, составило 6 8 % для гранита и 23 % для диабаза. Однако исследования по определению абсолютного возраста по калиевому методу требуют анализов с много более высокой точностью, достигнуть которую оказалось возможно акти-вационным анализом.  [42]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Определение - возраст - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Определение - возраст

Cтраница 3

Хотя принципы методов определения возраста ( особенно свинцовые методы) были известны уже давно, методы с использованием рубидия - стронция и калия - аргона развились лишь в последнее время. Следующий пример демонстрирует применение всех трех методов для исследования гранита.  [31]

На основании результатов определения возраста минералов или пород, хорошо датированных геологически, составлена шкала абсолютного геологич.  [33]

Па основании результатов определения возраста минералов или пород, хорошо датированных геологически, составлена шкала абсолютного геологич. Холмсу, в млн. лет): четвертичный период 0 - 1, третичный 1 - 70, мел 70 - 135, юра 135 - 180, триас 180 - 225, пермь 225 - 270, карбон 270 - 350, девон 350 - 400, силур 400 - 440, ордовик 440 - 500, кембрий 500 - СОО.  [35]

Такой подход к определению возраста рубки леса дает возможность рассчитать его на основе экономических требований и соблюдения лесоводственно-экологических условий произрастания лесных насаждений.  [36]

Этот вывод проверен определением возраста примерно тысячелетней сосны и двухтысячелетней секвойи путем измерения с помощью счетчика Гейгера радиоактивности их сердцевины.  [37]

Впервые в СССР для определения возраста каменных метеоритов был применен Э. К. Герлингом аргоновый метод.  [38]

Докладчик сообщает о результатах определения возраста нефти, полученных на кафедре физики Азербайджанского индустриального института.  [39]

Павлов предложил уточненные формулы определения возраста подземных вод гелиевым методом для отдельных типов пород - с учетом содержания урана, тория, физических свойств пород, возраста и некоторых других параметров.  [41]

В настоящее время методы определения возраста умеренно молодых звезд [329] достаточно совершенны, чтобы можно было поставить задачу найти места рождения этих звезд и восстановить историю-их миграции. С достаточно хорошей точностью известны также и необходимые для вычислений современные положения и скорости звезд.  [42]

Таким образом, при определении возраста звезды по ее светимости необходимо знать время, в течение которого звезда данной массы теряет от 20 до 30 % водорода.  [43]

Кривая, используемая при определении возраста минералов свинцовым методом.  [44]

Идею использования радиоактивного распада для определения возраста подземных вод впервые предложил В. И. Баранов в 1927 г. В качестве основы определения возраста было использовано отношение между содержанием в воде мезотория и радия.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Определение - возраст - горная порода

Определение - возраст - горная порода

Cтраница 1

Определение возраста горных пород представляет собой важную и сложную проблему, решение которой позволяет установить продолжительность и последовательность геологических процессов.  [1]

Определение возраста горных пород основано на изучении последовательности образования напластований в земной коре На основании данных об органических остатках, составе, строении и расположении пластов относительно дру ] друга в вертикальном и горизонтальном направлениях учеными составлена единая, так называемая стратиграфическая шкала, отражающая i лавнейшие исто-рико-геологические закономерности в развитии земной коры.  [2]

Первой задачей исторической геологии является определение возраста горных пород. Существует несколько методов определения. Они подразделяются на две группы - методы определения относительного возраста и методы определения абсолютного возраста горных пород. С помощью методов первой группы можно определить, какие породы древнее, а какие моложе без выяснения времени их образования. Методы второй группы позволяют определить абсолютный возраст горных пород в единицах времени.  [3]

Первый и второй методы применяют для определения возраста горных пород, образующих земную кору, тогда как третий метод - радиоуглеродное датирование - служит для определения возраста ископаемых остатков и имеет прямое отношение к проблемам истории жизни на Земле.  [4]

Скорость радиоактивного распада является наиболее надежным способом определения возраста горных пород и минералов. Бреггерит из Норвегии содержит 0 127 г свинца на 1 г урана, откуда его возраст - около миллиарда лет.  [5]

Палеонтологический метод основан на изучении остатков древних вымерших организмов и является одним из важнейших и наиболее распространенных методов определения возраста горных пород.  [7]

По современным оценкам планета Земля образовалась примерно 4 6 - 4 9 109 лет назад. Эти оценки основаны главным образом на определении возраста горных пород ( геохронология) методами радиометрического датирования.  [8]

В результате смешения в разных пропорциях естественного свинца и свинца радиогенного происхождения наблюдаются самые разнообразные комбинации изотопного состава свинца. Изучение этого состава связано не только с задачами определения возраста горных пород, по и с поисками месторождений полезных ископаемых. Со спектрально-аналитической точки зрения определение изотопного состава свинца особенно интересно тем, что здесь мы сталкиваемся с определением концентраций не двух, а четырех изотопов.  [10]

В своих исследованиях Вернадский выдвинул крупнейшие научные проблемы, представляющие большой интерес для науки и практики. К их числу относятся проблемы рассеянных и редких элементов, поисков радиоактивных элементов, роли организмов в геохимических процессах, определения возраста горных пород.  [11]

В современной технике изотопный состав применяемых материалов часто играет решающую роль. Не менее важно знание изотопного состава и при поисках некоторых полезных ископаемых, и при геохимических исследованиях, например при определении возраста горных пород.  [12]

Для определения редких газов было разработано много при боров. Одна из задач - определение гелия и аргона в природных газах - возникла в связи с поисками залежей гелиеносных газов, а также с определением возраста горных пород и решением некоторых геохимических вопросов. Другая задача, которая стояла перед методикой анализа, заключалась в определении каждого из редких газов - Не, Ne, Аг, Кг, Хе - в их смеси. Подобные определения требуются для контроля за технологическими процессами извлечения редких газов из воздуха и их разделения. Полный анализ на редкие газы представляет интерес для изучения вопросов ядерных превращений, а также новых геохимических проблем.  [13]

Наконец, третий результат указывает на то, что геомагнитному полю присущи не только вековые вариации, но и более глубокие изменения - инверсии. Этот результат дополняет картину основных свойств поля и имеет огромное теоретическое значение при решении проблемы происхождения геомагнитного поля. Кроме того, временная шкала инверсий может служить независимым инструментом для определения возраста горных пород, что является фундаментальной задачей геологии.  [14]

Такова раскрытая теперь наукой причина отмеченного впервые Д. И. Менделеевым аномального хода изменения элементных масс в ряду С1, Аг, К, Са. Энергия, выделяемая при превращениях 40К, составляет заметную долю теплового баланса земной коры; количество 40Аг, накопляемого в калийных минералах, как известно, служит теперь одним из методов определения возраста горных пород и метеоритов.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru