Нефти Сергеевского месторождения

Нефти Сергеевского месторождения [c.143]

Турнейская и девонская нефти Сергеевского месторождения значительно различаются по общей характеристике. Девонская нефть менее сернистая (2,08% серы), чем турнейского яруса (2,70% серы). В девонской нефти несколько ниже содержание силикагелевых смол и значительно ниже содержание асфальтенов. Потенциальное содержание светлых, выкипающих до 200 и 350° С, ниже в сергеевской нефти турнейского яруса (рис. 43 и 44). В девонской нефти содержание растворенного газа несколько выше. [c.143]

Одним из способов сокращения технологических потерь нефти на промыслах является повышение эффективности (к.п.д.) работы сепарационного оборудования и использование герметизированной схемы подготовки нефти. Степень влияния эффективности сепараторов рассмотрена на расчетных параметрах стабилизации нефти Сергеевского месторождения по. различным схемам. При этом к.п.д. [c.27]

В пластовых условиях нефти Сергеевского месторождения в целом имеют параметры, близкие к параметрам средней нефти. [c.197]

Растворенный в нефтях Сергеевского месторождения газ жирный. Содержание основных компонентов газа, как правило, близко к сред- [c.197]

НЕФТЬ СЕРГЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ [c.4]

Рис. 1. Зависимости tg5 для нефтей различных месторождений от частоты поля 1 — Шкаповское, скв. 368 Д-1 2 — Дамское, скв. 40 3 — Сергеевское, Д-1, СКВ. 16 4 — Азнакаевское

Для проведения экспериментов была использована нефть скважины 275 Сергеевского месторождения и дистиллированная вода. [c.52]

Рпс. 2. Изменение величины емкости прн течении пленки нефти скважины 275 Сергеевского месторождения в зависимости от концентрации дисолвана 4411 (ф) ц времени старения пленки (т) [c.54]

Содержание серы и тяжелых компонентов в нефти опытного участка Сергеевского месторождения до и после воздействия СО2 [c.34]

Выводы, сделанные в [46], подтверждаются промысловыми данными. В табл. 2.2 приведены результаты анализа нефтей двух скважин Сергеевского месторождения до и после закачки СО2. Проведенные эксперименты показали, что сформированная после заводнения остаточная нефть в гидрофобных или промежуточных по смачиваемости пластах обогащена тяжелыми асфальтено-смолистыми компонентами. [c.35]

Сергеевское месторождение. Нефти вязкие, высокосернистые (класс III), смолистые, [c.250]

В 1961 г. недалеко от Уфы были пробурены скважины, давшие промышленный приток нефти с девонского горизонта. В Башкирии было открыто еще одно новое месторождение нефти — Сергеевское. В 1962 г. была начата переработка этой нефти на действующих заводах. [c.4]

Сергеевская нефть девонского горизонта по своим физико-хими-ческим свойства] отличается как от высокосернистых нефтей северо-западных месторождений, так и от туймазинской нефти по содержанию серы, плотности, количеству и характеру асфальтово-смолистых веществ (табл. 1). [c.4]

Испытание бактериального препарата Бациспецина, полученного на основе природного штамма Ba illus sp., показало, что на выщелоченном черноземе Южной лесостепи Башкортостана с искусственным загрязнением почвы сырой нефтью Сергеевского месторождения в дозе 25 л/м произошло ускорение разложения нефти на 45-60% в течение 2,5 месяцев [77]. Более длительное исследование препарата Бациспецина [c.43]

II наиболее эффективно снижает температуру насыщения нефти парафином при низких значениях концентраций (0,01-0,05 мас.%), что имеет место для обеих нефтей, а при концентрациях свыше 0,05 мас.% эффективность действия реагента практически не увеличивается. Ацеталь I снижает температуру насыщения более монотонно, и максимум действия наблюдается при значениях концентраций 0,2-0,3 мас.%. Наибольшее изменение температуры насыщения нефти парафином как для сергеевской, так и для узеньской нефти отмечено при добавлении в нефть ацеталя I — 16,2 и 23,5 °С соответственно. Различие в действии ацеталей I и II на понижение узеньской и сергеевской нефтей, по-видимому, связано с меньшей начальной температурой кристаллизации парафина у нефти Сергеевского месторождения и отличием их физико-химических характеристик (содержание парафина, смол, асфальтенов). [c.156]

Дегазированные нефти Сергеевского месторождения, представленные здесь нефтями кыновского и пашийского горизонтов, близки между собой по физико-химическим параметрам. Они смолистые, вязкие, со средним выходом легких фракций, выкипаюш,их до 300° С, высокосернистые (класс III) и парафиновые (вид Пг). [c.198]

Перерабатывать нефть Сергеевского месторождения девонского горизонта возможно совместно с нефтями типа ромашкинской но обычным топливным схемам. [c.7]

Аналогичные эксперименты с нефтью Сергеевского месторождения показали, что наашцение нефти СО2 с последущим разгазиро-ванием не сказывается столь существенно на составе тяжелых компонентов, как в случав нефти Радаевского месторождения (табл. 4). [c.22]

Таблица 4 Влияние растворганого в нефти СО2 на содержание АСВ в дегазированной нефти Сергеевского месторождения

На Сергеевском месторождении промышленный приток нефти получен из песчаников кыновско-пашийских слоев девона и из пластов турнейского яруса, [c.143]

Подобные опыты проводили с нефтями других месторождений Башкортостана (Таймурзинского, Исанбаевского, Сергеевского) и другими типами ПАВ. Были получены аналогичные результаты [7] (табл. 1.2). [c.8]

Товарные керосины можно получать из шкаповских, туймазинской и сергеевской девонских нефтей, содержащих 0,15—0,25% серы. Из угленосных нефтей северо-западных месторождений получают керосины с содержанием серы 0,4—0,8%. В этих керосинах, несмотря на высокое содержание общей серы, имеется незначительное количество меркаптановой (0,001—0,008%). Из угленосных нефтей западных и южных месторождений получают керосины с содержанием общей серы 0,5— 1,0% и меркаптановой 0,02—0,09%. [c.12]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология