Месторождения Урало-Поволжья

Рис. 15. Изменение коэффициента растворимости газа в нефтях месторождений Урало-Поволжья

Таким образом, рассмотренные выше методы увеличения нефтеотдачи пластов пригодны, главным образом, для вовлечения в эффективную разработку остаточных запасов нефти повышенной вязкости (более 10—15 мПа-с) на истощенных заводненных месторождениях Урало-Поволжья, Азербайджана и других районов. Однако основная часть неизвлекаемых запасов на заводненных месторождениях в этих районах характеризуется вязкостью нефти менее 8—10 мПа-с и остаточной нефтенасыщенностью менее 50—60 %. [c.183]

На протяжении длительного периода нефтяная промышленность России развивалась очень интенсивно. Это было достигнуто за счет открытия и ввода в разработку сначала месторождений Закавказья и Северного Кавказа, а затем крупных месторождений Урало-Поволжья в 1940-1950 гг. и, наконец, крупнейших в мире месторождений в Западной Сибири. [c.18]

Результаты наших исследований нефтей различных месторождений Урало-Поволжья были опубликованы ранее [1,2,3,4,5,6]. В настоящем сборнике представлены работы по исследованию [c.10]

Современное состояние разработки залежей углеводородов характеризуется вступлением большинства высокопродуктивных месторождений в позднюю стадию разработки. Как следствие этого процесса возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, которые могут быть извлечены только при применении новейших технологий, повышающих эффективность обычного заводнения. Методы, позволяющие стабилизировать или повысить темпы отбора нефти, снизить обводненность добываемой продукции и повысить продуктивность добывающих скважин, широко применяются на месторождениях Урало-Поволжья. [c.76]

Отсутствие в то время достаточно мощных буровых станков, большая глубина залегания нефтеносных горизонтов в Урало-Поволжье обрекли на неудачу попытки обнаружения промышленных запасов нефти и укрепили позиции отдельных геологов, отрицавших наличие здесь крупных месторождений. Вскоре после окончания гражданской войны и освобождения южных нефтяных районов интерес к месторождениям Урало-Поволжья спал. Все силы и средства были брошены на восстановление нефтепромыслов Баку, Грозного и Майкопа, [c.20]

Другой причиной отложения солей является изменение термобарических условий в пласте, что, в свою очередь, приводит к изменению равновесного состояния системы и выпадению нерастворимого осадка. С ростом температуры до 60-80 °С и уменьшением давления условия для выпадения осадка наиболее предпочтительны [5, 17 и др.], что по-видимому, объясняет отложение солей на рабочих колесах электропогружных центробежных насосов [41]. Отложение солей на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири отмечено при всех видах эксплуатации добывающих скважин с разной степенью обводненности добываемой продукции. Однако время, необходимое для отложения солей в фонтанных скважинах, значительно больше, чем в скважинах, оборудованных насосами. [c.104]

В работе [11] показано, что фактические характеристики вытеснения, т. е. зависимость между текущей нефтеотдачей пласта и количеством внедрившейся в залежь воды, выраженным в объеме пор пласта, занятых первоначально нефтью, в полулогарифмических координатах имеет значительный прямолинейный участок (рис. 5.2). Б. Ф. Сазоновым подробно проанализированы характеристики вытеснения нефти водой для ряда месторождений Урало-Поволжья. Построены зависимости текущей нефтеотдачи Р, и доли нефти в потоке жидкости от объема отобранной жидкости х. Проанализировано влияние параметра 1 = Цн/ на нефтеотдачу и количество отобранной жидкости. Показана возможность использования линейной зависимости [c.204]

Таким образом, увеличение объема закачки реагента при уменьшении давления нагнетания позволяет значительно увеличить эффективность технологии. Полученные результаты достаточно хорошо согласуются с результатами [70-71], по которым изменение скорости фильтрации или темпа нагнетания неоднозначно влияет на эффективность вытеснения нефти. Диапазон оптимальной скорости фильтрации от 120 до 350 м/год для месторождений Урало-Поволжья (терригенная толща девона), полученный в [70-71], подтверждается в опытах. [c.104]

Для месторождений Урало-Поволжья коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в первом приближении, может быть оценен по формуле [c.156]

Наиболее высокой нефтевытесняющей способностью обладают микроэмульсии, приготовляемые из ПАВ, растворителей и воды [6]. Однако большинство месторождений Урало-Поволжья содержит высокоминерализованные воды, поэтому при применении микроэмульсий требуется большое количество пресной воды для промывки пласта и приготовления композиции, или составы должны содержать ПАВ в высокой концентрации, что делает технологию экономически неоправданной. [c.192]

Нефти месторождений Урало-Поволжья смолистые, в них количество смол доходит до 25%, а асфальтенов - до 10% масс. [c.3]

Для исследования были выбраны З/о-ные фракции, выкипающие выше 250°, выделенные из нефтей наиболее перспективных месторождений Урало-Поволжья и Сибири (см. табл.), причем элементарная сера не была обнаружена ни в одной нефти. [c.351]

В состав подтоварных вод промыслов входят в основном ионы калия, натрия, магния, кальция, хлора, сульфатов и бикарбонатов. В зависимости от соотношения этих ионов пластовые воды промыслов классифицируют по четырем типам сульфонат-риевые, гидрокарбонатно-натриевые, хлормагниевые и хлор-кальциевые. Коррозионная активность этих всех вод, как правило, невелика. Для месторождений Урала, Поволжья и Западной Сибири основным типом вод нефтепромыслов являются хлор-кальциевые воды. Минерализация пластовых вод на месторождениях страны колеблется в широких пределах от 20 (Западная Сибирь) до 300 г/л (Урало-Поволжье). Сами пластовые воды месторождений нейтральны (pH порядка 6,5-7,5) и колебания минерализации относительно мало влияют на химическую активность этих вод. Основное влияние на коррозионные свойства минерализованных вод оказывают такие активные стимуляторы коррозии, как сероводород, СО2 и кислород. [c.20]

Многочисленные исследования показали, что громадное большинство вод нефтяных месторождений относится к I и III классам. Так, в СССР буровые воды всех месторождений Урало-Поволжья относятся к III классу среди вод Закавказских и Северокавказских месторождений распространены преимущественно воды I класса, но имеются и воды III класса. Воды II и IV классов чрезвычайно редки, а воды V класса совсем не [c.282]

Федоров С. Ф. Некоторые закономерности геологического строения и условий формирования нефтяных и газовых месторождений Урало-Поволжья, Изв. АН СССР, серия геол., 1947, № 5, 121—130. [c.355]

По своему составу буровые воды, подобно другим видам естественных вод, характеризуются содержанием более или менее значительных количеств минеральных и отчасти органических солей. Общее содержание солей в различных буровых водах ( сухой остаток ) чрезвычайно разнообразно. Так, например, в буровых водах Грозненского района оно не превышает 6,3%, спускаясь во многих случаях до десятых, а изредка даже до сотых долей процента. В других случаях минерализация буровых вод значительно больше. Так, содержание солей в буровых водах Балаханской площади (Баку) достигает 17% в водах многих нефтяных месторождений Урало-Поволжья ( Второе Баку ) оно равно 20—25% в некоторых же пенсильванских буровых водах оно превышает 26%. Таким образом, по своей минерализации многие буровые воды значительно превышают воды открытых морей и океанов и нередко приближаются к типу так называемых рассолов. [c.277]

При создании нефтяной индустрии в Башкирии были решены новые сложные проблемы организации нефтяного хозяйства страны, которые не возникали в старых нефтяных районах. Нефтяные месторождения Урало-Поволжья были расположены на огромной территории, в несколько десятков раз превосходящей по своей протяженности месторождения Апшеронского полуострова I Грозного. Особенности залегания открытых тогда месторождений в Башкирии определили и новый характер промыслового строительства, рассчитанного на долголетнее эксплуатационное обслуживание нефтяных площадей на большой территории 2. [c.25]

Таким образом, высокая эффективность применения гелеобразующей композиции на основе алюмохлорида и щелочных реагентов по разработанной технологии указывает на перспективность ее дальнейшего внедрения для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири (с температурой 150 С). [c.184]

Обоснование комплекса технологий весьма актуально для мно-гопласто ых месторождений Одним из крупнейших месторождений Урало-Поволжья, где накоплен большой опыт эксплуатации многопластовых объектов, является Ново-Елховское месторождение. Опыт [c.76]

Одним из основных методов увеличения нефтеотдачи является процесс заводнения. С помощью различньгх систем заводнения в Советском Союзе извлекается из недр около 90% добываемой нефти. Поддержание пластового давления позволило увеличить почти вдвое коэффициент нефтеотдачи на месторождениях Урало-Поволжья и довести его до 40-50%. Совершенствование технологии заводнения осуществлялось путем циклического воздействия на пласты, перемены направления потоков жидкости, применения повышенных давлений нагнетания. [c.5]

Попутный нефтяной газ состоит, как правило, из углеводородов метанового ряда и содержит главным образом метан, зтан, пропан, бутаны нормального и изостроения. Содержание этих компонентов меняется в широких пределах, но все же метана и этана обычно в попутном газе особенно много, В попутном газе месторождений Урало-Поволжья содержится также азот. Особенно много азота, иногда до 50 об.% и более, в попутном газе из отложений нижнего карбона Башкирии, Татарии, Пермской области, Удмуртии. Иногда в нефти и попутном газе имеются в небольших количествах двуокись углерода и сероводород. Растворенный в нефти газ вступает во взаимодействие с асфальтенами и высокомолекулярными углеводородами, изменяя их дисперсность и растворимость в нефти, что, в свою очередь, изменяет реологические свойства нефти и условия ее фильтрации в пористой среде, [c.82]

Из данных по набухаемости бентонита (табл. 25) следует, что глинопорошок увеличивает свой объем во всех исследуемых жидкостях. Наибольшее набухание отмечено в дистиллированной воде и воде р. Белой, которая используется для заводнения нефтяных пластов, а наименьшее -в моделях пластовых вод (табл, 25), характерных для нефтяных месторождений Урало-Поволжья (модель А) и месторождений Сибири и п-ова Мангышлак (модель Б), Так, в пресной воде А аб равен 4,1, а в моделях пластовых вод А аб изменяется от 0,6 до 0,9. При добавлении к пресной воде ацеталей I и II происходит снижение набу.чае.мости глины и сроков ее набухания. Так, при набухании в 5%-ном водном растворе ацеталя 1 А аб и сроки прекращения увеличения объема глины уменьшаются почти в 2 раза. Однако дальнейшее увеличение концентрации ацеталя I в пресной воде выше 5% приводит к незначительному возраста- [c.164]

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, п-ова Мангышлак и других районов показала, что главная особенность, характерная для всех методов заводнения, заключается в неравномерности распределения воды в коллекторы опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, при этом невыработанными остаются отдельные менее проницаемые пласты и пропластки. Выявлены трудность регулирования разработки неоднородных коллекторов, а также отсутствие радикальных способов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. Как показали исследования с применением глубинных потокомеров, на второй стадии разработки Ромашкинского [c.40]

I Исключение составляют газы месторождений Пермской, Куйбышевской и Оренбургской (Покровское месторождение) областей, Дагестанской АССР и Узбекской ССР, где содержание метана колеблется от 31,4 до 80%. Содержание этана достигает 11,9%, азота —до 10%, кроме газов месторождений Пермской, Куйбышевской, Са товской (Степновское месторождение), Оренбургской (Покровское месторождение) областей. Узбекской ССР (месторождение Учкыр), где азота содержится от 12,4 до 54,4%. В газах месторождений Урало-Поволжья, Узбекистана и Туркмении (Гугуртли) содержится до 4,93% сероводорода. Следует особо отметить газ месторождений Астраханской области, содержащий до 23% НаЗ и 25% СО2. Плотность газов по отношению к воздуху меняется от 0,560 до 0,798. [c.22]

Такие коллоидизированные адсорбционные слои на поверхности пор могут образовать асфальтены, содержащиеся в значительных количествах в нефти месторождений Урало-Поволжья. [c.81]

Ковалева О.В., Калери Н.Б., Меренкова Н.В. Изучение характера вытеснения нефти по пласту С Мухановского месторождения / Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западного Казахстана. - Куйбышев, 1988.-С. 99-112. [c.177]

Изучен групповой состав ОСС нефтей основных месторождений Урало -Поволжья, Сибири, Севера и Средней Азии, позволивший впервые предложить классификацию сернистых и высокосернистых нефтей в зависимости от литологического состава нефтевмещающих пород, а также дать рекомендации о раздельной переработке нефтей с различным групповым составом сернистых соединений с целью улучшения. эксплуатациоп-HbDi свойств получаемых нефтепродуктов. Результаты исследования обобщены в монографии [1]. [c.195]

При комбинированной замене скважинной жидкости расход эмульсии в 3-4 раза меньше, чем при полной замене. Технология глушения зависит от приемистости продуктивного пласта. Если пласт принимает, то порцию обратной эмульсии 8-10 м (объем части ствола скважины от насоса до забоя) закачивают в межтрубье, а следом закачивают воду в объеме, необходимом для замены скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. Закачку ведут при закрытой задвижке на НКТ. При входе эмульсии в зону продуктивного пласта е о возрастает давление закачки. Открывают задвижку НКТ и закачку продолжают до появления воды на устье скважины. Необходимое условие данной технологии - плотность эмульсии должна быть выше или равна плотности воды. Когда продуктивный пласт "не принимает", технология комбинированного глушения сводится к закачке порции эмульсии в межтрубное пространство, ожиданию оседания ее на забой и закачке воды до появления последней на устье скважины. В этом случае плотность эмульсии должна быть выше плотности поднасосной жидкости. При добыче обводненной продукции поднасосная часть скважины, как правило, заполнена пластовой или закачиваемой, водой. Поэтому в условиях месторождений, например Западной Сибири, можно применять эмульсию с плотностью 1120-1700 кг/м , а для месторождений Урало-Поволжья - с плотностью 1220-1300 кг/м . [c.155]

Величина а и Т1выт определяются экспериментально. Применительно к одному из объектов месторождения Урало-Поволжья Т1выт = 0,7 0=121-10- скв/м2. [c.96]

Образец полученной опытной партии деэмульгатора оксифос широко испытывался в лабораторных условиях при обработке нефтей различных месторождений Советского Союза. Для получения кондиционных нефтей, исследованных на месторождениях Урало-Поволжья удельный расход деэмульгатора оксифос (г/т) составлял мухановская угленосная - ПО радаевская -155 яринская - 15 туймазинская - 35 бавлинская - 30. Проведенные испытания разработанного реагента показали, что по своей эффективности при обработке эмульсий нефтей большинства месторождений оксифос не уступал дисолвану 4411 и мог применяться для обработки промысловых эмульсий. [c.10]

Большинство нефтяных месторождений Урало-Поволжья характеризуется высокими газовыми факторами и по существу является нефтегазовыми. Ряд месторождений Куйбышевской области отличается мощными газовыми шапкамгт. В связи с этим наряду с неуклонным ростом добычи нефти отмечается рост добычи природного газа из нефтяных скванаш. В 1955 г. по сравнению с 1950 г. добыча газа возросла почти в 4 раза. [c.21]

Попов В.Г., Букин И.И., Абдрахманов Р.Ф. и др. Техногенные изменения в подземной гидросфере районов нефтяных месторождений Урало-Поволжья // Аллохтонные структуры в земной коре и связь с ними полезных ископаемых / БФАН СССР - Уфа, 1987. - С. 93-97. [c.337]

Природный газ в Урало-Поволжье имеет подчиненное значение и локализуется преимущественно на южной и восточной окраинах провинции в Предуральском прогибе и по обрамлению Прикаспийской впадины. На стыке этих структур, в пщделах Соль-Илецкого выступа фундамента, расположено 1фупнейшее газоконденсатное месторождение Урало-Поволжья — Оренбургское, в котором заключено 87 % разведанных запасов газа рассматриваемой провинции. [c.86]

Катионами солей, входящих в состав буровых вод, являются чаще всего Ка, Са" и Mg , значительно реже Ре" и К обычные анионы буровых вод С1 и НСО з, реже 804" и СО3 . Кроме того, в состав буровых вод нередко входят недиссоциированные окислы, например А12О3, РеОд и особенно ЗЮг, находящиеся в растворе в коллоидном состоянии. Из перечисленных ионов с количественной стороны на первом месте должны быть поставлены ионы Ма" и С1. В некоторых буровых водах относительные количества этих двух ионов таковы, что в пересчете на соль не менее 90% от сухого остатка должно быть отнесено за счет хлористого натрия. Таковы, например, воды нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Эмбы, воды верхнего отдела продуктивной толщи Бакинских месторождений и др. По сравнению с ионом Ка другие катионы, даже Са" и Mg", представлены в буровых водах несравненно слабее. [c.278]

Если вода бедна карбонатами и в то же время лишена сульфатов, можно предполагать, что в ней закончен процесс обессеривания, но что десульфированию подвергалась вода, содержавшая не сульфаты натрия, а главным образом сульфаты кальция и магния. В такой воде образующиеся карбонаты кальция и магния могут накопляться только в пределах их растворимости, а избыточные СаСОз и Mg Oз будут выпадать в осадок таковы, например, воды ряда месторождений Урало-Поволжья. [c.288]

В СССР первые промышленные опыты по испытанию труб с лакокрасочными покрытиями для предотвращения отложений парафина были начаты БашИИПИнефть в 1957 г., затем в ТатНИПИнефть в 1958 г. и КуйбышевНИИНП— в 1959 г. Результаты опытов подтвердили возможность предотвращения отложений парафина при помощи покрытий в условиях нефтяных месторождений Урало-Поволжья [104, 118, 119, 120]. [c.33]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология