Ярегское месторождение

Паротепловой метод отличается высокой энергоемкостью. Вместе с тем при крупнотоннажном воздействии на пласт удельный расход топлива приемлем, например, на Ярегском месторождении, нефть которой в пластовых условиях имеет вязкость около 15 Па-с, удельный расход топлива 20—25 %. Результаты паротеплового воздействия на этом месторождении приведены в табл. 6. [c.48]

Указанные нефти близки между собой по основным физикохимическим показателям и значительно отличаются от нефти Ярегского месторождения, как это видно из данных, приведенных ниже [c.23]

Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура — выход фракций в % мае. (или % об.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих — под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к.к. 475-550 °С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15-25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45-55 % фракций, перегоняющихся до 300-350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход светлых составляет всего 18,8 %. Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике "Нефти СССР". [c.31]

Половину цилиндра заполняли эталонным образцом, который представлял сухой кварцевый песок с той же поровой характеристикой, что и исследуемый образец. Размеры цилиндра были выбраны из условия моделирования, в соответствии с которыми в процессе эксперимента можно было пренебречь концевыми эффектами. Исследуемые образцы насыщались нефтью Ярегского месторождения вязкостью 3,5 Па. с и плотностью 945 кг/м (при 293 К) или смесью указанной нефти с дистиллированной водой. [c.158]

В результате проведенных исследований было установлено, что нефтяные-газы Ярегского месторождения относятся к сухим метановым газам, концентрация метана в которых составляет 95—98%, азота 0,1—2,0% двуокиси углерода 0,7—2,5%, сероводород отсутствует. Из гомологов метана в газах содержится относительно небольшое количество этана, пропана и более-высокомолекулярных углеводородов. [c.42]

Таблица 2.6. Групповой состав битумов Ярегского месторождения, %

Средний состав газов (%)] Ярегского месторождения, выделяющихся из нефти при разгазировании до 1 кгс/см2 [c.42]

Приведенные составы нефтяных газов Ярегского месторождения свидетельствуют о том, что сухие метановые газы не всегда могут характеризовать только газы газовых залежей. [c.43]

Уникальна по составу серосодержащих соединений нефть Ярегского месторождения в ней отсутствуют сульфиды и меркаптаны, на долю [c.75]

Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из фракций, выкипающих выше 200°С. Например, в нефти Ярегского месторождения (Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180°С, а выход фракции 180-350°С составляет всего 18,8%. Принято также характеризовать нефти по содержанию в них светлых нефтепродуктов. [c.41]

Большую роль в увеличении эффективности разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости играют тепловые методы воздействия на залежь закачка в пласты горячей воды, пара и внутрипластовое горение. Методы теплового воздействия позволили резко, повысить отдачу пластов ряда месторождений острова Сахалин, Бориславского месторождения на Украине, Ярегского месторождения в республике Коми. Основным фактором, определяющим эффективность вытеснения нефти из пласта, является соотношение вязкости нефти и воды чем оно больше, тем выше нефтеотдача. Тепловое воздействие на высоковязкие нефти позволяет увеличить это соотношение в 30—50 раз. [c.18]

Нефть Ярегского месторождения относится к той группе нефтей, которые в практике принято называть тяжелыми нефтями . Она [c.139]

Из всех тяжелых нефтей СССР ярегская нефть выделяется исключительно высокой вязкостью и высоким содержанием смол. Кроме того, Ярегское месторождение характеризуется низким пластовым давлением (13—15 am), низкой температурой в пласте (-Ь 6° С) и сравнительно незначительной глубиной залегания нефтеносного пласта (от 52 до 330 м, в среднем 200—220 м). [c.140]

Ярегское месторождение. Нефть в поверхностных условиях залегания меняется в широких пределах. Нефть тяжелая, сернистая (класс П), высокосмолистая, малопарафиновая (вид П1), с высокой температурой начала кипения. [c.300]

Ярегское месторождение расположено на своде крупной ухтинской брахиантиклинальной складки северо-западного простирания. Залежь изолирована на определенной площади, и эта изоляция вызвана, безусловно, тектоническими разломами, послужившими причиной создания отдельных нолей и блоков. Трещинная тектоника рассматриваемого месторождения нефти создала в условиях разрабатываемого III пласта особый тип скоплений нефти, называемых здесь трещинной залежью , в отличие от норового тина аккумуляции нефти, которая практически принимает незначительное участие в отдаче пласта. Ярегское месторождение разрушено, а его> нефть сильно метаморфизована. Можно считать, что она является одной из переходных форм на пути превращения нефти в твердый битум. [c.140]

При извлечении высоковязких нефтей наибольшая эффективность достигается при термошахтном методе, заключающемся в сочетании приемов шахтной добычи с паротепловым воздействием. Широкие опытно-промышленные работы по внедрению этого метода были начаты на Ярегском месторождения в 1968 г. Прирост нефтеотдачи составил в среднем 40 %, а на отдельных площадях удалось извлечь более половины оставшейся [c.59]

Нефть Ярегского месторождения тяжелая, с высокими значениями плотности и вязкости, сернистая (1,2%)) и малопарафинис-тая (0,5%). Она содержит 3% асфальтенов и много смол (силикагелевых 14—16% и сернокислотных 75—78%). Дорожные битумы из ярегской нефти по основным физико-химическим свойствам сочетают в себе достоинства I и II групп. Например, По битумов II группы равна 10— 12 см (груз 100 г, время 5 сек), температура хрупкости —22 °С и ниже, растяжимость более 100 см. Они содержат около 29% с.мол, 15—18% асфальтенов и 52—54% ма-А С [c.166]

За Чибаюским месгорождением нефти последовало открытие крупной залежи на Яреге, на восточном склоне Таманского кряжа. Разработка Ярегского месторождения начались в 1940 году и велась шахтным способом. Шахтный способ добычи нефти впервые в России был разработан и осуществлен на практике именно в Ухте, на родине [c.165]

На основании полученных результатов по изучению группового химического состава и свойств остаточных нефтей нами созданы модельные смеси остаточных нефтей Уршакского и Ярегского месторождений на основе отбензиненной нефти этих же месторождений. В первом приближении моделированная остаточная нефть позволит более достоверно проводить процессы лабораторного нефтевытеснения с целью создания эффективных тexнoJЮгий воздействия на пласт в каждом конкретном случае. [c.104]

Состав нефтяного газа Ярегского месторождения, выделяющегося в атмосферу при разгазировании до атмосферного давления, характеризуется данными, приведвЕшыми в табл. 6. [c.43]

Кроме Ярегского месторождения нефти, которое является единственным месторождением в Советском Союзе, где добычу нефти вели шахтным способом, яа территории Ухтинского и Троицко-Печорского района залежи тяжелой нефти, содержащие небольшие количества растворенного газа, разрабатывались на Челбас-ском месторождении. [c.43]

Ярегское месторождение, открытое в 1932 г., представляет собой ан-тиклиальную складку северо-западного простирания. [c.58]

Ярегское месторождение — единственное в стране, эксплуатируемое шахтным способом. Горные выработки, доводят до кровли пласта (укло-лы), из уклонов веером бурят несколько ярусов наклонных скважин. Эта система эксплуатации разработана сотрудниками Ухтинского неф-текомбината и получила название уклонной системы разработки. [c.59]

Нефть Ярегского месторождения уникальна по своим свойствам. В пластовых условиях она имеет исключительно высокую вязкость, яочти не содержит растворенного газа, залегает в условиях низких давления и температуры. [c.59]

Физико-химические свойства нефти Ярегского месторождения в поверхностных условиях меняются в широких пределах, и поэтому ниже они приводятся неусредненными. Нефть тяжелая, сернистая, высокосмолистая, малопарафиновая, с высокой температурой начала кипения (класс П, вид П1). [c.59]

Вслед за Чибьюским месторождением нефти последовало открытие крупной залежи на Яреге, на восточном склоне Тиманского кряжа. Разработка Ярегского месторождения началась в 1940 г. и велась шахтным способом. Извлечь другим путем высоковязкую смолистую нефть, обладавшую ценными промышленными свойствами, бьшо невозможно. Шахтный способ добычи нефти впервые в России был разработан и осуществлен на практике именно в Ухте, на родине русской нефти. В отличие от привычного скважинного, он позволяет добиться почти полного извлечения нефти из пласта и может быть использован как при разработке залежей тяжелого смолистого сырья, так и для доразработки истощенных месторождений масляных нефтей. [c.83]

С целью разработки отечественного титаноксидного катализатора ВНИИПИГазом (г. Баку) в 1986-1987 Ханмамедов) проведено систематическое рецептура его приготовления на основе дешевого и доступного сырья -рудного концентрата Ярегского месторождения Коми АССР. [c.18]

Среди многочисленных нефтяных месторождений Советского Союза одним из наиболее своеобразных как по свойствам добываемой нефти, так и по характеру залегания и методу разработки является Ярегское месторождение Ухтинского района Коми АССР. [c.139]

В первые годы разработки Ярегского месторождения были сделаны попытки добычи нефти при помощи скважин, пробуренных с поверхности. Однако эти скважины оказались весьма малодебит-ными, что привело к организации шахтной разработки Ярегского нефтяного месторождения. [c.140]

Ярегское месторождение эксплуатируется шахтным способом [19]. Горные выработки доводят до кровли пласта (уклоны) и из уклонов веером бурят несколько ярусов наклонных скважин. Этот метод получил название уклонной системы разработки. Применение термошахтного способа добычи углеводородов с вязкостью 15—22 тыс. сП позволило достигнуть на отдельных участках отдачи, превышающей 50%. Без тепло- [c.116]

Большинство нефтей Коми АССР — малосмолистые и отличаются высоким выходом светлых продуктов. Исключение составляет нефть Ярегского месторождения, которая является высокосмолистой и содержит незначительное количество бензиновых фрак ий. [c.21]

Хлорирование титанокремневых концентратов Ярегского месторождения рассмотрено в работе [60]. Установлено, что до 620— 630 °С независимо от крупности гранул процесс протекает в кинетической области во всем объеме одновременно, выше 800 °С реализуется внутренняя диффузионная область. При этой температуре степень хлорирования диоксида титана достигает 97—98%. [c.244]

Так, начало кипения нефти Ярегского месторождения (Коми АССР) около 200 °С, а до 300 °С выкипает только 20 %. [c.17]

Газы, получаемые в месторождениях Коми АССР, характеризуются сравнительно высоким содержанием азота и стабильностью состава газов чисто газовых месторождений и попутных. Газ Ярегского месторождения, хотя и является попутным, однако относится к сухим метановым, так как нефти этого месторождения практически не содержат бензиновых фракций. Газ Джеболского месторождения, наоборот, характеризуется высоким содержанием конденсирующихся фракций (350— 400 смУм ). [c.17]

Нефтегазоносность установлена почти по всему разрезу — от пород складчатого фундамента (Южный Тиман) до мезозойских (северные районы бассейна). В разрезе осадочного чехла выделяют регионально нефтегазоносные комплексы среднедевонско-нижнефран-ский, верхнедевонский, нижнекаменноугольный, среднекаменноугольнонижнепермский и верхнепермско-триасовый. Выявлено около 110 месторождений нефти и газа, в том числе более 70 промышленных. Наиболее продуктивны среднедевонско-нижнефранские терригенные и каменноугольно-нижнепермские карбонатные отложения. Промышленные залежи выявлены в интервале глубин от 120—150 м (Ярегское месторождение тяжелой нефти на Южном Тимане) до 4200—4500 м (Коман-диршорское газоконденсатное месторождение в Денисовской впадине). [c.122]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология