Нефть залежи

Залежи другого типа могут быть связаны с несогласным залеганием пород разного возраста. Одни породы смяты и образуют антиклинальную складку, свод которой отчасти разрушен в минувшую эпоху геологической истории. Позже их перекрыли отложения более молодого возраста, залегающие с небольшим наклоном слоев, например глины, которые в данном случае служат экранирующей толщей. В своде антиклинальной складки появляется ловушка для нефти. Залежи такого типа [c.25]

И наконец, происходит выделение, выпадение, как говорят, высаливание углеводорода из растворов и эмульсий. Это процесс, необходимый для появления обособленных скоплений нефти — залежей. Надо признать, что детали этого процесса обособления нефти и воды еще недостаточно ясны. Здесь остается обширное поле для дальнейших исследований. Сейчас предполагается, что высаливанию углеводородов из вод способствуют перепады температур, изменения солености вод, некоторые другие явления, например процессы типа просеивания молекул через сита. Так, ряд минералов, играя роль молекулярных сит, пропускает через себя молекулы НоО, но задерживает более объемистые молекулы нефтяных углеводородов, в результате чего эти углеводороды могут образовать самостоятельную фазу. [c.42]

Интересно, что и после выделения из водного раствора в пласте нефть остается в водной среде. Она лишь обособлена от воды, образуя отдельную фазу, как бы масляные пятна, пленки, плавающие в воде и на воде (рис. 11). Именно присутствие в пластах воды определяет главную закономерность залегания нефти — залежи нефти находятся в самых приподнятых частях пластов. Такое размещение залежей нефти вызвано всплыванием нефти в воде, так как нефть легче воды. Если бы в нефтеносных пластах не было воды, водной среды, то судьба нефти была бы иной. Но роль воды в жизни нефти этим не ограничивается. [c.42]

Остаточные запасы нефти залежи пласта Bj также приурочены к отдельным небольшим участкам, дренируемым, как правило, двумя-тремя, а в некоторых случаях и единичными скважинами. Нефтеотдача в заводненной зоне пласта Bj составляет 0,49, а по залежи в целом — 0,458. [c.297]

Нефть залежи высоковязкая 644-940 МПа-с, с низким газовым фактором 22,4-30,6 mVt, плотностью 942,2 кг/м пластовая температура 21,7-25 С, пластовое давление 12,2-12,5 МПа. Наличие в составе нефти 18,3 % смол и 11,75 % асфальтенов приводит к их интенсивному отложению в призабойной зоне и на поверхности скважинного оборудования. Эти факторы, а также большие гидравлические сопротивления в НКТ и выкидных трубопроводах приводят к низкому межремонтному периоду скважин (около 75 сут). [c.156]

Следовательно, молярная масса пластовых нефтей залежей жидких углеводородов определяет связь массовой и количественной добычи природных углеводородов из недр (1.1) и, анало- [c.21]

По существу, это еще один источник поиска компромисса между проблемой оптимальной выработки запасов нефти залежи и затратами на техническое обеспечение потребных норм отбора продукции из скважин, в которой требуется учитывать следующие две стороны последствий эксплуатации малодебитных добывающих скважин [c.170]

Дегазированная нефть залежи башкирско-визейской толщи имеет средние плотность и вязкость и является высокосернистой (класс III), парафиновой (вид П2), смолистой. [c.85]

Дегазированные нефти залежей башкирского яруса, бобриковского горизонта и турнейского яруса высокосмолистые и смолистые, высоковязкие и вязкие, высокосернистые (класс III), парафиновые (вид Пг). [c.168]

Условия залегания нефтей Куйбышевской области характеризуются большим диапазоном пластовых давлений (2—38 МПа) и температур (11—97°С). При этом усредненные по нефтям залежей данной области значения рпл (21,7 МПа) и пл (49° С) весьма близки к средним значениям давления и температуры пласта. [c.235]

В I кумском горизонте имеются легкая и тяжелая нефти. Залежь тяжелой нефти расположена в южной части месторождения, а легкой — в северной. Залежь легкой нефти не имеет газовой шапки, контурных или подошвенных вод. Нефть из этой залежи маловязкая, содержит значительное количество растворенного газа, превышающее среднее газосодержание для пластовых нефтей на 9 м /м при давлении насыщения, не достигающем среднего значения давления насыщения для нефтей на 1,2 МПа. [c.406]

Промышленный приток нефти получен только в скв. № 7. В СКВ. №№ 17 и 19 получен приток воды с незначительной примесью нефти. Залежь в районе скв. № 7 является лито-логической и занимает небольшую площадь. [c.113]

Постепенное сглаживание этих первичных генетических признаков до примерно одинаковой концентрации четных и нечетных н-алканов и в органическом веществе нефтематеринских пород, и в нефтях залежей происходит по мере нарастания глубины и температуры в недрах вследствие вторичных реакций. [c.46]

В нефтях группы пластов Aj — A концентрации н-алка-нов находятся в пределах 2,0—13 мас. . Преобладают нефти с содержанием парафинов до 6 мае. %. Нефти из нижнемеловых залежей А — А можно разбить на 2 группы с содержанием к-алканов 2—6 и 7,5—13 мас.%. Нефти пластов Ag — Aj2 также составляют 2 группы с содержанием к-алканов 3—6 и 10—17 мас.%. В нефтях залежей — В о концентрации к-алканов находятся в пределах от 3,8 до 24,67 мас.%. Верхнеюрские нефти в Нижневартовском нефтегазоносном районе представлены нефтями залежи Ю , в которых содержание к-алканов составляет от 4,5 до 16 мас.%. По характеру концентрационного распределения к-алканов нефти Нижневартовского района укладываются в области, приведенные на рис. 1.1. Повышенные концентрации к-алканов характерны для некоторых юрских и нижнемеловых нефтей. Практически для всех нефтей Нижневартовского района характерен один вид кривых распределения к-алканов с максимумом С , — i4, с равномерным снижением концентраций высокомолекулярных углеводородов. [c.10]

Выбранные для исследования нефти месторождений Нижневартовского свода, по классификации [И], относятся к типу Ах-метанового основания, кроме нефти залежи АВв+7 Самотлорского месторождения, которая относится к типу А . Нефти залегают в пластах на различных глубинах мелового и юрского периодов и охватывают по латеральному простиранию центральную часть Нижневартовского поднятия. По физико-химическим свойствам все нефти [c.36]

Нефть (залежей).....0,6 Углеводороды. ..... 60 [c.203]

Различные нефти имеют разную газонасыщенность - газовый фактор (ГФ) - до 550-600 м /т. У большинства залежей он составляет от 30 до 100 м /т, максимальные величины ГФ в нефтяных залежах в экстремальных термобарических условиях глубоких горизонтов до 700-750 м /т. Обычно ГФ выше у залежей, содержащих сильно превращенную метановую нефть, по сравнению с залежами, содержащими мало превращённую нафтеновую нефть. Залежи нефти, не содержащие растворённых газов, встречаются редко на небольших глубинах. Газовый фактор используется в качестве показателя типа залежи [c.6]

Рис. 5. Сопоставление генетических параметров неуглеводородных компонентов нефтей залежей в разновозрастных отложениях Тимано-Печорской, Ек>лго-Уральс-кой и Прикаспийской НГП.

При помощи уникального прибора и опубликованных методов расчета получены соответственно экспериментальные и расчетные данные о плотности пластовых и частично разгазированных нефтей залежей Западной Сибири. [c.44]

При проведении лабораторных опытов по вытеснению нефти водой и расчетах различных коэффициентов охвата использовались методики, справедливые для случаев фильтрации и вытеснения нефтей, не обладающих аномалиями вязкости. Как было отмечено, нефти залежей каширо-подольских горизонтов из-за высокого содержания структурообразующих компонентов (асфальтенов, смол и парафина) и низкой проницаемости пород по аналогии с нефтями среднего и нижнего карбонов других месторождений [25] обладают ярко выраженными неньютоновскими свойствами. А это, в свою очередь, может сопровождаться ухудшением процесса выработки запасов нефти и коэффициента конечной нефтеотдачи пластов. [c.176]

В результате многочисленных лабораторных определений, выполненных в НГДУ Арланнефть и БашНИПИнефть, показано, что пластовые нефти залежей на рассматриваемой площади относятся к тяжелым, смолистым и сернистым. Содержание растворенного газа в пластовых условиях составляет 10,8—12,3 нм /т, объемный коэффициент нефти равен 1,022, плотность при давлении, равном давлению насыщения нефти газом —883 кг/м , динамическая вязкость при давлении, равном давлению насыщения, изменяется в пределах 18,5— 19,2 мПа с, давление насыщения пластовой нефти газом изменяется от 3,8 до 5,1 мПа, Вязкость дегазированной нефти при температуре 20 °С изменяется от 28,7 до 37,1 мПа с, составляя в среднем 32,4 мПа с. Массовая доля серы в нефти равна 2,7%, асфальтенов —5,3%, смол селикагелевых — 27,5%, парафинов —2,2%. В состав попутного газа входят уг- [c.350]

Исследования пластовых и поверхностных проб нефтей залежей Днепровско-Припятской провинции, а также определение состава растворенных в нефтях газов проводили в лабораториях института Укр-гипроНИИнефть (бывший УкрНИИПНД) и в его Гомельском филиале . Пластовые нефти исследовали на унифицированных установках типа УИПН и АСМ. [c.362]

Шкаповское нефтяное месторождение приурочено к крупному платформенному поднятию северо-западного простирания. Основные запасы нефти сосредоточены в пластах Д1 и Д1У (98,2% извлекаемых запасов нефти). В прочих пластах (ТТНК и С) ) сосредоточено незначительное количество нефти, залежи в них мелкие. [c.136]

В нервом разделе изложено современное состояние проблемы обеспечения полноты выработки запасов нефти из залежей при их заводнении. В первую очередь отмечено резкое ухудшение качественного состояния сырьевой базы всей нефтедобывающей отрасли, связанное с тем, что высокопродуктивные месторождения в основном выработаны, в активной разработке находятся месторождения, преимущественно содержащие трудноизвлекае-мые запасы, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам с обширными водоплавающими зонами, высоковязкими нефтями, залежами, находящимися на больших глубинах и с аномальными свойствами нефтей. Кроме того, основные месторождения страны, в том числе Урало-Поволжья, вступили в стадию падающей добычи нефти и интенсивного обводнения добываемой продукции. [c.12]

Сверханомалии вязкости достаточно четко отмечаются у высокосмолистых нефтей залежей нижнего карбона Башкирии и Татарии после покоя, а также при температурах нефти, близких к температуре массовой кристаллизации парафина. [c.19]

Гипергенная подгруппа нафтидов ряда мальты-асфальты-асфальтиты широко распространена в природе она составляет подавляющую массу первичных продуктов преобразования нефтей. Залежи и нафтидопроявления этих веществ отличаются большим разнообразием. Выделяются три типа залежей пластовый, трещинный и покровных излияний. Наиболее распространенный пластовый тип залежей образуется на месте первичных нефтей крупнейшие скопления такого типа приурочены к склонам щитов и антеклиз (Атабаска, Оленекское, Анабарское, Урало-Повол-жье). Залежи трещинного типа формируются на путях миграции первичной нефти, этот тип наиболее характерен для асфальтов и асфальтитов. Залежи типа покровных излияний образуются в результате преобразования нефти, излившейся на поверхность. Такие залежи характерны для тектонически активных областей. В случае крупных масс излившейся нефти и благоприятных структурных форм образуются асфальтовые озера, наиболее крупные из которых известны в Венесуэле (Гуанако), на о. Тринидад небольшие озера встречаются на Северном Сахалине и в Азербайджане. [c.63]

Для нефти залежи BBg характерно высокое содер жание насыщенных углеводородов в 50-градусных фракциях. В дистиллятах превалируют алканы, суммарная концентрация которых в широкой фракции 200—490°С составляет 44% от всех на-сьщенных. Нафтеновые углеводороды представлены в основном MOHO-, би- и трицик-ланами в отличие от нефти пласта ABg+j, в которой среди нафтенов доминируют соединения с одним и двумя циклами в молекуле. Концентрации нолицикланов незначительно снижаются по [c.44]

Содержание к-алканов во фракциях с повышением температуры отбора в целом уменьшается, и имеется два максимума в их концентрационном распределении, приходящихся на фракции 200—250 и 300—350°С. Изоалканов больше всего во фракции 400—450°С и меньше всего — во фракции 250—300°С. Концентрационное распределение моноцикланов имеет бимодальный характер с явно выраженным максимумом во фракции 250—300°С и слабым — во фракции 450— 490°С. Среди нафтеновых углеводородов превалируют моно-циклические в отличие от нефти залежи ABg+,, где доминируют бицикланы. В дистиллятах пласта БВд бицикланы в максимальных концентрациях содержатся в дистилляте 200—250°С. Основная часть трициклических нафтенов находится во фракции 350—400°С, их концентрационное распределение по дистиллятам имеет унимодальный характер. В отличие от нефти пласта ЛВе+7 в нефти пласта BBg поли-циклические нафтены появляются только во фракции с начальной температурой кипения 400°С. [c.45]

Из изученных трех нефтей Самотлора высокое содержание насыщенных углеводородов отмечено в самой глубоко-залегающей юрской, хотя их доля несколько ниже, чем в нефти пласта BBg. Наибольшее количество к-алканов характерно для фракции 350—400°С, изопарафинов — для фракции 250—300°С. Количество парафиновых углеводородов немного меньше, чем в нефти BBg,— 40% от суммы насыщенных. Соотношение алканов нормального и изостроения примерно одинаковое в отличие от нефти залежи BBg, в которой к-алканы превалируют. [c.45]

В нефти залежи на долю парафинов приходится 31% от суммы насыщенных углеводородов широкого дистиллята (200—490°С), причем более 87% из них составляют нормальные. Из всех нефтей девяти залежей Советско-Соснинского месторождения нефть пласта является одной из самых па-рафинистых. Эти данные, полученные при газожидкостном хроматографическом исследовании и изучении физико-химических свойств, согласуются с результатами определения группового состава насыщенных углеводородов. Общее содержание нафтеновых углеводородов, как и в нефти пласта Самотлорского месторождения, довольно высокое по сравнению с содержанием в нефтях верхних залежей. Так же как и в самотлорской нефти Ю,, доля тетрацикланов значительно выше, чем три- и нолицикланов. [c.46]

Моноциклические нафтены в наибольшей концентрации присутствуют в дистилляте 200—250°С, с ростом температуры отбора фракций их концентрация снижается. Бицикланы сосредоточены в основном во фракции 250—300°С, общее их содержание значительно меньше содержания в других нефтях. Нафтены с тремя насыщенными циклами в молекуле присутствуют преимущественно в первых двух фракциях. Полициклические нафтены в максимальных количествах содержатся в дистиллятах 300—400°С. Как и в нефти пласта АВд, тетрацикланы обнаружены во фракции 200—250°С, в отличие от пептациклических углеводородов, которые пО являются в дистилляте 300—350°С нефти пласта Юх. В этом отношении нефть пласта Юх Советско-Соснинского месторождения схожа с самотлорской нефтью залежи АВв , ,. [c.47]

Остатки нефтей Самотлорского месторождения. Характеристика вакуумных остатков самотлорских нефтей и результаты их разделения на силикагеле и AI2O3 приведены в табл. 2.6. Наибольший выход остаточной части после ректификационной разгонки наблюдается для тяжелой нефти пласта АВв+7. Самая глубоколежащая нефть пласта Ю1 имеет наименьшее количество остаточной фракции. По содержанию серы в остатках нефти залежей ABg 7 и Юх близки, для обеих нефтей количество сульфидной серы составляет менее половины от общего ее содержания. В остатке нефти залежи BBg практически вся сера присутствует в сульфидной форме. В остатках всех трех нефтей велико содержание смол (19,5—24,4%) и асфальтенов (до 13%), что значительно больше, чем в сырых нефтях. Концентрация насы- [c.63]

Остатки нефтей Советско-Соснинского месторождения. В советско-соснинских нефтях содержится примерно равное количество вакуумных остатков. Концентрация смол в нефти пласта АВд составляет 11,3 мас.%, а в нефти Ю1— 18,7%. В остатке юрской нефти асфальтенов (13,5%) находится в 2 раза больше, чем в остатке нефти залежи АВд (7,6%). Насыщенных углеводородов в остатках обеих советско-соснинских нефтей меньше, чем ароматических, и меньше, чем в остатках самотлорских нефтей, В остатке юрской нефти концентрации ароматических углеводородов несколько ниже, чем в остатке нефти пласта АВд (57,1 против 69,1% в остатках соответственно нефтей Ю1 и АВд). Для юрской нефти наблюдается закономерное увеличение концентрации фракции ароматических углеводородов по мере увеличения полярности. В остатке нефти АВд II группа аренов содержится в минимальном количестве. От I к IV фракции средние молекулярные массы аренов остатка этой нефти увеличиваются от 506 до 786, а нефти пласта Ю1 уменьшаются от 816 до 530. Во всех фракциях аренов содержание серм составляет ОТ 1,1 ДО 2,7%, азота — не превышает 1,2%. [c.68]

Газовые залежи с нефтяными оторочками. Запасы газа больше геологических запасов нефти Залежи нефти с газовыми ша1жами. Геологические запасы нефти превышают запасы газа Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой. Запасы газа и конденсата в залежи превышают геологические запасы нефти Нефтяные залежи с газоконденсатными шапками. [c.71]

Главнейшие способы получения углеводородов. Предельные углеводороды весьма широко распространены в природе. Богатым источником углеводородов является нефть. Особенно богата ими грозненская и западноукраинская нефти. Залежи нефти обычно сопровождаются скоплением газообразных углеводородов (метан, этан, пропан, бутан). Встречаются и твердые углеводороды (горный воск, или озокерит). В природе часто встречается асфальт, который рассматривается как продукт окисления и осмоления нефти. В СССР много асфальта на Сахалине, близ Сызрани и на Кавказе. Асфальт используется для приготовления лаков, кровельного толя и в дорожном строительстве. [c.54]

Огромную услугу оказали сейсмические методы разведки в Туркмении. Здесь издавна было известно крупное месторождение Небит-Даг. Однако поиски в этой области других месторождений долгое время не давали результатов. Сейсмические методы показали, что антиклинальная складка Небит-Дага далеко продолжается на запад и на восток. Вскоре после этого к западу от Небит-Дага бурением были обнаружены новые богатые нефтью залежи. [c.122]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология