Месторождения Западной Сибири

Рис. 1-14. Кривые разгонки типовой нефти месторождений Западной Сибири [22].

В продуктах гидролиза концентратов, выделенных из нефти Западно-Сургутского месторождения (Западная Сибирь), 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. [c.134]

Эти параметры для конкретных условий устанавливают экспериментально. По данным [28], для некоторых скважин месторождений Западной Сибири объем закачки раствора ПАВ определяют из расчета [c.22]

Некоторое различие можно объяснить разными условиями проведения опытов, в частности, неодинаковой температурой. На рис. 26 показано влияние концентрации ПАВ на величину краевого угла смачивания стеклянной поверхности каплей нефти одного из месторождений Западной Сибири в системе с водным раствором ОП-10. [c.74]

Температурной устойчивостью должны обладать ингибиторы, используемые для подачи в пласты с высокой температурой. Например, в работе [17] отмечается, что гексаметафосфат натрия не пригоден для задавки в пласт на некоторых месторождениях Западной Сибири, так как при высоких пластовых температурах гидролизуется и резко снижает свои ингибирующие качества. [c.247]

Скважинные дозаторы помимо обычных ингибиторов отложений солей могут быть заполнены двуокисью углерода (в жидком или твердом состоянии), которая, насыщая добываемую пластовую воду, предотвращает выпадение карбоната кальция. Данный метод считается перспективным для некоторых месторождений Западной Сибири, [c.252]

Нефть малосернистая при раздельной ее по- ГОСТ 9965—76 ставке (содержание серы по нефти месторождений Западной Сибири не более 0,5%) [c.584]

Традиционная сырьевая база нефтеперерабатывающей промышленности Башкортостана заметно меняется. В настоящее время объем поставок нефти из месторождений Западной Сибири снизился более чем на 10 млн. т/год. Это обусловлено, с одной стороны, падением объема добычи в стареющих месторождениях Сибири, с другой стороны, в связи с монополизацией добычи нефти в этом регионе нефтяными концернами Лукойл, ЮКОС, Сиданко и др., сырьем обеспечиваются в первую очередь НПЗ России, включенные в состав этих концернов. Избыток добываемой нефти в основном идет на экспорт, минуя НПЗ РБ. [c.6]

На лабораторной установке было проведено исследование электрообезвоживания нефти ряда месторождений страны. В таблице приведены некоторые результаты для нефти новых месторождений Западной Сибири, п/о Мангышлак и Оренбургской обл., для сравнения там же приводятся результаты обработки нефти в тех же условиях, но без наложения электрического поля. Полученные данные убедительно показывают эффективность применения электрического поля для обезвоживания нефтей, качество обработанной нефти, как правило, получается выше при меньшем расходе реагента и более низкой температуре, чем при теплохимическом обезвоживании. [c.89]

Приведены результаты исследования на описанной установке процесса электрообезвоживания нефтей новых месторождений Западной Сибири, п/о Мангышлак, Оренбургской области. Результаты проведенных испытаний показали высокую эффективность применения электрического поля для обезвоживания нефтяных эмульсий перечисленных месторождений. [c.215]

В последнее время делаются попытки детально охарактеризовать нефти месторождений Западной Сибири. Причем, что очень важно, наряду с углеводородным составом легкой и средней частей нефтей, изучаются и высокомолекулярные неуглеводородные компоненты нефтей, в частности асфальтены. Для ряда нефтей было изучено содержание в них порфиринов и комплексов порфиринов с ванадием и никелем [22—24]. Получены новые данные по содержанию порфирина в нефтях Сибири, изучен групповой состав и молекулярные веса выделенных из нефтей порфиринов. Часть выделенных порфиринов идентифицирована с помощью синтетических моделей. К сожалению, отсутствие единой, в известной мере стандартной, методики выделения из нефти асфальтенов и дальнейшего их разделения затрудняет возможность сравнения результатов, полученных разными исследователями, а в ряде случаев приводит к совершенно неожиданным выводам. Решающую роль здесь должны играть два фактора уверенность в том, что асфальтены полностью освобождены от смол и углеводородов, и что при выделения [c.105]

Из-за недостаточной изученности физико-химических микропроцессов в неоднородных пористых средах не установлены еще до конца правила отнесения пород к коллекторам-неколлекторам в отложениях полимиктового характера на основных месторождениях Западной Сибири с учетом литологического фактора — вещественного состава (содержания полевых шпатов, железистого хлорита, каолинита, смешанно-слойных образований и т. д.). Не исключено, что из-за многообразия типов залежей и вещественного состава пород-коллекторов в этом регионе будет трудно определить универсальные критерии установления кондиционных границ. [c.16]

Для целей предварительной очистки нефти, исследования состава гетероатомных соединений эффективен метод комплексообразования с использованием тетрахлорида титана. Например, обработкой фракции 340—490 °С нефти Советского месторождения (Западная Сибирь) тетрахлоридом титана (2 г на 100 г сырья) выделялось 93 % азотсодержащих оснований и 20 % нейтральных азотсодержащих соединений [193]. В концентрате содержались пиридины, хинолины, акридины и ароматические амины., [c.91]

Для некоторых месторождений Западной Сибири институтом СибНИИНП предложены, например, метиловый спирт, ацетон и ацетоновые растворы кремнийорганических соединений. [c.27]

ТАБЛИЦА 44. Распределение углерода во фракциях нативных асфальтенов (Советское месторождение, Западная Сибирь) по данным ЯМР С (в %) [299] [c.165]

Работа посвящена разработке математической модели, позволяющей определить оптимальные параметры технологии селективной изоляции водопритока и прогнозировать эффективность формирования водоизолирующгос барьеров составом на основе карбамидоформальдегидной смолы марки КФ-Ж применительно к условиям месторождений Западной Сибири. [c.196]

Как видно из рис. 3.3, где представлены данные по нефтям 37 нефтяных месторождений Западной Сибири /61/, те.мпература насыщения зависит от содержания в нефти парафинов и пропорционально повыщается с увеличением их содержания. [c.121]

В пользу такого предположения говорят следующие обстоятельства. Нефтяные месторождения Западной Сибири разрабатываются в условиях, значительно отличающихся от условий месторождений в Урало-Волжской нефтеносной провинции, на опыге эксплуатации которых получены вышеописанные закономерности. В разрезе большинство нефтяных месторождений Западной Сибири залегают в мерзлой толще пород, которые прослеживаются в интервале от 100 до 400 м, а иногда до 700 м. Присутствие мерзлых пород ухудшает температурный режим скважины и приводит к различным аномалиям, в том числе и в расположении зоны максимальных отложений. Так, при исследовании одной из скважин на Западно-Сургутском месторождении профиль отложений парафина по стволу скважины показал максимальную толщину в интервале 450-600 м /21/. [c.151]

Прямогонные базовые компоненты бензинов с удовлетворительной детонационной стойкостью могут быть получены только из ограниченного ассортимента нефтей, к которым относятся нефти нафтенового основания Азербайджана, Средней Азии, Краснодарского края, Сахалина, Украины и некоторые другие [2]. Добыча этих нефтей непрерывно сокращается. Бензиновые фракции нефтей Урало-Волжского бассейна, Казахстана, Татарстана и многих месторождений Западной Сибири состоят в основном из нормальных парафиновых углеводородов и имеют низкие октановые числа 40—50 по моторному методу [2]. Поэтому прямогонные бензины этих нефтей ввиду низкой детонационной стойкости не могут использоваться в качестве базовых компонентов. В товарные бензины вовлекаются только низкокипящие прямогонные фракции этих нефтей, выкипающие в пределах 30—62°С и 30—85°С и имеющие октановое число 60—75. [c.23]

К концу седьмой пятилетки началась разработка месторождений Западной Сибири. В 1965 г. там было добыто около [c.32]

Если возможности дальнейшего углубления переработки нефти в рассматриваемом периоде отсутствуют (вследствие исчерпания ресурсов мазута для его переработки на моторные топлива), приведенные затраты на добычу и транспорт нефти принимаются исходя из показателей добычи нефти по месторождениям, замыкающим уровень добычи в этот период, т. е. принимаются по замыкающим затратам. В случае перспективности конкретных месторождений сырья (напри1 ер, уголь Канско-Ачинского бассейна, природный газ месторождений Западной Сибири и др.) при выполнении расчетов реко- [c.198]

Значительные изменения в баланс нефтей внесла эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири. [c.35]

Геохимическим исследованиям нефтей Западной Сибири посвящены многие работы А.Э. Конторовича, О.Ф. Стасовой, A. . Фомичева, A.A. Тро-фимука, B. . Вышемирского [31], В.К. Шиманского и др. Этими исследователями проводилась химическая и геохимическая типизация нефтей, сделан ряд важных выводов об их генезисе и преобразованиях. Нами на примере ряда месторождений Западной Сибири была выполнена генетическая типизация нефтей по разработанной методике, в основе которой лежит комплекс применяемых во ВНИГНИ методов исследования нефтей. [c.90]

Почти все нефти Урало-Волжского бассейна, Казахстана, а также большая часть нефтей разведанных месторождений Западной Сибири характеризуются преобладанием в бензиновых фракциях нормальных парафиновых угле мородов и, следовательно, низкими октановыми числами бензинок В табл. 6 представлены, октановые числа бензиновых фракций наиболее типичных нефтей указанных месторождений. Резкое снижение октанового числа с утяжелением фракций (данной нефти) обусловлено наличием в этих бензинах так называемых детонирующих центров, т. е. нормальных парафиновых углеводородов с соответствующими температурами кипения (например, н-гептана). [c.36]

Имеющиеся методики, как правило, базирутотся на фактических данных длительной эксплуатации месторождений, когда имеется представительная статистика ликвидации скважин На более ранних стадиях подходы не применимы (в частности, для месторождений Западной Сибири, которые эксплуатируются в основном не более 30 лет). [c.228]

Сбор и подготовка нефти к транспортировке. Нефть, поступающая из недр на поверхность земли, содержит попутный газ (50—100 mVt), воду (200 — 300 кг/т), минеральные соли (до 10— 15 кг/т), механические примеси. Эта смесь по трубопроводу направляется на групповую замерную установку, где определяется количество нефти, содержание в ней воды и газа. К групповой установке подключается обычно 10—25, а на месторождениях Западной Сибири — до 80 скважин. От групповой замерной ,т.тановки нефть поступает в общепромысловый (коллектор и передается на установки подготовки [c.14]

Хазипов Р. X. Повышение нефтеотдачи путем предотвращения биообразований в призабойной зоне и продуктивном пласте // Состояние и перспективы методов повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири //Тр. СибНИИНП.— 1990.— С. 130-135. [c.49]

Далее рассматривается метод получения объемных коэффициентов при помощи диаграммы, предложенной Стендингом [3]. При оценке достоверности результатов, получаемых по этому методу, необходимо учитывать, что он позволяет получать данные не при пластовом давлении, а при давлении насыщения. Для исследованных месторождений Западной Сибири на начальной стадии их разработки давления насыщений нефтей не совпадают с давлениями в залежах, [c.53]

Способ обезвоживания нефти без нагревания эмульсии путем подачи реагента в газонасыщенную нефть с последующим использованием эффекта разгазирования успешно внедрен на Покровском нефтепромысле НПУ Чапаевск-нефть объединения Куйбышевнефть. Положительные результаты получены так же при промысловых полупромышленных испытаниях по обезвоживанию нефти Усть-Балыкского и Трехозерного месторождений Западной Сибири. [c.76]

Одновременно возросло число полностью автоматизированных нефтепромыслов. Так, скажем, всеми процессами добычи нефти и газа на месторождениях Западной Сибири в настоящее время управляет оператор с диспетчерского пульта. Выгоды такого способа эксплуатации весьма ощутимы. Скажем, уровень проектной нефтедобычи на Самотлоре бьш достигнут уже через 7 лет после начала разработок, в то время как обычно на это уходило полтора десятилетия. Кроме того, новые технологические процес- [c.151]

Следующим фактором, связанным с составом нефти и способным повлиять на формирование дисперсной структуры нефтей, является количество и качество дисперсионной среды, которая формируется из незастывающей части. Этот фактор влияет также непосредственно на процесс отложения парафинов на поверхности оборудования. Так, при изучении па-рафинизации промыслового оборудования в условиях месторождений Западной Сибири было установлено /21/, что легкие маловязкие нефти с больщим содержанием легких фракций, выкипающих до 300 °С, способствуют более быстрому накоплению отложений парафина по сравнению с нефтями большей плотности и вязкости. Отмечается также, что с увеличением содержания ароматических углеводородов в нефти (т.е. с ростом плотности энергии когезии дисперсионной среды) вероятность образования плотных и прочных парафиновых отложений уменьшается. [c.36]

При определенных сочетаниях температурного режима и гидродинамической ситуации в скважинах характер распределения отложений в вьпсидных линиях может отличаться от рассмотренного выще. Так, в условиях месторождений Западной Сибири, для которых характерен повышенный тепловой режим на устье скважин и в системе промыслового сбора нефти, были выявлены три формы распределения отложений по длине выкидного трубопровода /21/. Первая форма с расположением максимума отложений у устья скважины наблюдается в случае скважин с низкой температурой на устье (8-17 С) и относительно малыми дебитами. Вторая форма с распределением отложений на всю длину выкидной трубы и расположением максимума отложений на некотором удалении от устья характерна для скважин с более высокой температурой на устье (26-3ГС). Характерным для третьей формы является то, что процесс парафинизации начинается в отдаленной от устья скважины части трубопровода. Далее толщина отложений достигает максимума и полого снижается. Третья форма отложений наблюдалась для мегионской нефти, обладающей низкой вязкостью и температурой застывания (-39 С) в холодное время года (-28°С). В этом случае из скважины нефть выходит ненасыщенной и процесс формирования дисперсной фазы начинается лищь после некоторого дополнительного охлаждения [c.126]

Выбор наиболее эффективного способа борьбы с отложениями па-раЛина в каждом конкретном случае решается, исходя из особенностей накопления таких отложений с -четом условий эксплуатации оборудования. Подходы к выбору методов борьбы с отложениями в промысловых условиях в зависимости от геолого-физических условий нефтяных месторождений, дебита скважины, способа эксплуатации и других геолого-технических характеристик добывающих скважин обсуждены в работе /18/. В этой работе в результате обобщения данных эксплуатащ1и ряда месторождений Западной Сибири и Западного Казахстана автор отмечает, что для низкодебитных скважин наиболее эффективны химические методы борьбы с отложениями, для среднедебитных - механические и тепловые способы, для высокодебитных - защитные покрытия. Подчеркивается необходимость учета при этом обводненности добываемой нефти. [c.148]

В Програ.мме КПСС предусматриваются значительные изменения в размещении нефтяной и газовой промышленности. Наряду с Урало-Поволжьем и Кавказом, значение которых в развитии нефтяной и газовой промышленности повысится, важную роль будут играть районы Сибири, Средней Азии, Украины, Дальнего Востока и Севера. Здесь будут созданы крупные нефтяные базы. Особенно большое народнохозяйственное значение имеет развитие нефтяной и газовой промышленности в Западной Сибири, где есть предпосылки для создания в ближайшие 7—10 лет крупнейшей нефтяной базы страны, а также в районе Мангышлака Казахской ССР. По запасам нефти месторождения Западной Сибири и Мангышлака не уступают такому месторождению, как Тун-мазинское. Все это дает возможность еще более улучшить соответствие между районами производства и потребления нефтепродуктов и газа. [c.21]

Маринин Н С, Ярышев Г М., Ершов В Л/Отложения солей и борьба с ними на месторождениях Западной Сибири//Нефтяное хозяйство. 1978. № 5. С, 53—54. [c.137]

Для повышения нефтеотдачи высокотемпературных пластов, характерных для месторождений Западной Сибири, разработаны составы, которые в пластовых условиях образуют микроэмульсин и устойчивы при высоких температурах. [c.17]

Таким образом, было установлено, что максимальная степень химической деструкции НПАВ наблюдается там, где содержится большее количество серы и ее соединений. Так, в породе месторождений Западной Сибири и Башкортостана содержание серы составляет 2-5%, степень химической деструкции реагента АФ,-12 достигает 30-45%. На месторождениях Узеньское, Жетыбайское, Карамандыбасское содержание серы составляет не более 0,1-0,3%, степень химической деструкции неонола АФ,-12 находится в пределах 10-18%. По-видимому, в наших исследованиях выявлены не все факторы, влияющие на неустойчивость ПАВ в пласте. Определенное активизирующее действие должны оказывать и содержащиеся в пластовых водах галоиды - йод, бром, фтор. Не исключено также и влияние закачиваемого вместе с вытесняющими композициями растворенного кислорода. [c.32]

По разрабатываемым месторождениям Западной Сибири на основе изучения зависимости коэффициента продуктивности в скважинах, эксплуатирующих одщ пласт, от его геолого-промысловых и геофизических характеристик В. Г. Каналин и Л.Ф. Дементьев установили, что величины коэффициента продуктивности в скважинах, эксплуатирующих несколько пластов совместно, могут быть определены по соответствующим параметрам этих пластов. Для этого методом многомерного регрес-сцрнного анализа были получены зависимости с использованием следующего набора признаков эффективная толщина, коэффициенты песчанистости и расчлененности, удельное электрическое сопротивление и отно-сителышя амплитуда Причем зависимостиустановлены по отдельным пластам и по группам залежей, характеризующимся сходными геологическими условиями. Полученные результаты в целом свидетельствуют [c.85]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология