Ромашкинское месторождение

В табл. 30 в качестве примера сопоставлены материальные балансы крекинга легких и тяжелых фракций, выделенных путем вакуумной перегонки из нефти Ромашкинского месторождения [54]. Опыты проводились на лабораторной непрерывно действующей установке с применением промышленного алюмосиликатного катализатора. [c.206]

Следующим шагом технологического усовершенствования было создание комбинированной установки ЭЛОУ — АВТ по схеме однократного испарения производительностью 3 млн. т/год нестабильной сернистой нефти. На этой установке в качестве сырья принята нефть Ромашкинского месторождения с содержанием газа около 2 вес. % на нефть. Установка работает по топливной схеме (рис. 46). В установку включены следующие технологические узлы электрообессоливание, атмосферная перегонка нефти, вакуумная перегонка мазута, абсорбция жирных газов, стабилизация и выщелачивание компонентов светлых нефтепродуктов. [c.109]

Тарелки с -образными элементами, или З-образные тарелки. Обследовалась основная ректификационная колонна атмосферной части установки АВТ типа А-12/6 производительностью 3 млн. т/год нефти Ромашкинского месторождения. Установка работает по схеме однократного испарения с предварительным испарителем (установка типа А-12/6). В колонне получаются фракции бензин, керо- [c.66]

Изложенные в указанных работах материалы свидетельствуют о том, что несмотря на положительное в основном проявление джоуля-томсоновского эффекта на Ромашкинском месторождении, охлаждение нефтяных пластов в результате внутриконтурного заводнения имеет локальный характер. При четырех-пятилетней продолжительности нагнетания воды радиус зоны охлаждения вокруг нагнетательных скважин не достигает 250 м. Теоретические расчеты [48] показывают что в пласте фронт охлаждения значительно отстает от фронта закачанной воды, благодаря чему на фронте нагнетания воды процесс вытеснения нефти протекает при начальной пластовой температуре. [c.9]

Ми и га реев Р. Ш, и др. Влияние закачки. холодной воды на процесс разработки и нефтеотдачу пластов Ромашкинского месторождения, Нефтяное хозяйство , 1968, № 11. [c.136]

Установка рассчитана на переработку нестабильной нефти Ромашкинского месторождения и отбор фракций и. к.—62, 62—140, 140—180, 180—220 (240), 220 (240)—280, 280—350, 350—500°С (остаток — гудрон). Исходное сырье, поступающее на установку, содержит до 5000 мг/л солей и до 2 вес. % воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в нефти достигает 2,5 вес. % на нефть. На установке принята двухступенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержание солей до 30 мг/л и воды до 0,2 вес. %. Технологическая схема установки предусматривает двухкратное испарение нефти. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректификационной колонны вследствие близкого фракционного состава получаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к.— 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку с целью выделения фракций н. к. — 62, 62—140 и 140—180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к.—62 (компонент автобензина) и 140—220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140— 220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях. [c.114]

Опытное полимерное заводнение на Ромашкинском месторождении. [c.129]

Для улучшения системы разработки и эксплуатации практическое значение имеют температурные эффекты при исследовании скважин на Ромашкинском месторождении [33, 48, 52]. [c.9]

Муслимов Р. X. и др. Состояние изученности температурного режима Ромашкинского месторождения и влияние закачки холодной воды на процесс разработки и нефтеотдачу пластов. Нефтяное хозяйство , 1968, № 11, [c.136]

Условия и материальные балансы каталитического крекинга дистиллятных фракций не< )ти Ромашкинского месторождения [c.206]

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) для повышения нефтеотдачи пластов применяют в виде добавок к нагнетаемой воде. Пластовая система нефть — вода — газ — горная порода имеет значительные поверхности раздела, например удельная площадь пор, каналов и трещин кернов, отобранных на Ромашкинском месторождении, составляет 70— 110 000 м /м . Поэтому характер фильтрации нефти в пласте и степень ее извлечения из пористой среды зависят не только от объемных физических и химических свойств породы и насыщающих флюидов, но и от свойств поверхности контактирования нефти, воды, газа и породы. Использование ПАВ направлено, главным образом, на регулирование этих свойств, которые принято называть молекулярно-поверхностными. [c.66]

Анализ применения внутриконтурного заводнения при эксплуатации Ромашкинского месторождения позволил выявить следующие преимущества метода. [c.48]

Зеленогорская площадь Ромашкинского месторождения. Раствор ОП-Ю закачивали через Ю нагнетательных скважин в продуктивный пласт а горизонта Дг со средней накопленной за период испытаний концентрацией 0,0247 %. В объекте были выделены три участка (табл. 24), отличающиеся сроками разработки к моменту начала испытаний. На первых двух участках осуществлено очаговое заводнение, причем на одном из них (П) раствор ПАВ подавали в нагнетательные скважины с начала их освоения под закачку. Результаты промысловых опытов с ПАВ (см. табл. 24 и рис. 37) свидетельствуют о том, что закачка раствора ОП-Ю способствует увеличению средних дебитов, снижению темпов роста их обводненности и повышению темпов отбора нефти. Причем наиболее резко возрастает темп отбора нефти на П участке, который ранее не охватывался заводнением вообще. Но наибольший эффект достигнут на П1 уча- [c.90]

Как видно из результатов испытаний, новые реагенты могут быть применены для обезвоживания а) девонской нефти Ромашкинского месторождения объединения Татнефть б) девонской нефти Туймазинского месторождения и угленосной нефти Александровской площади объединения Башнефть. [c.182]

Если залежь очень велика и воздействие только на ее периферию и центр недостаточно для быстрого извлечения нефти, используют метод разрезания залежи водонагнетательными рядами на части и затем каждый кусок эксплуатируют как самостоятельную залежь. Такой метод впервые применен на Ромашкинском месторождении в Татарии. [c.62]

Ромашкинское месторождение Арланское месторождение [c.9]

Газовые бензины состоят, как правило, из углеводородов С4—С, (основную часть их составляют парафины Сб—С ), прямогонные бензины — из углеводородов, выкипающих в пределах от 30— 40 до 175—180 °С. Плотность широкой фракции прямогонного бензина обычно находится в пределах 690—720 кг/м , а химический (групповой),состав несколько различается в зависимости от состава исходной нефти. Например, групповой состав прямогонного бензина, получаемого из нефти Ромашкинского месторождения, примерно следующий [в % (масс.)1 я-парафин — 36—38 изопарафины — 36— 38 нафтены — 18—22 ароматика— 5—8. [c.92]

Для определения влияния давления на выход олефиноп были проведены опыты по пиролизу прямогонного бензина (фракция 30—170°С) из нефти Ромашкинского месторождения, имеющего молекулярный вес 85,4 я относительную плотность 0,695 [17]. Групповой состав бензина (в вес. %) был слелуюндим парлФиновыс углеводороды — 71,9 нафтеновые — 26,5 ароматические—1,6. Основные показатели пиролиза этой фракции и трубчатой ночи при температуре 750°С, повышенном дапленни и 100%-ном разбавлении водяным паром приведены в табл. 8. [c.32]

На рис. 55 приводится принципиальная схема блока стабилизации и абсорбции, используемого на комбинированной установке ЭЛОУ — АВТ со вторичной перегонкой бензина (тип А-12/9) производительностью 3 млн. т/год сернистой нефти Ромашкинского месторождения. Смесь легких бензиновых паров и газа из первой ректификационной колонны атмосферной части установки АВТ поступает в емкость для сепарации газа 2. Газ после отделения от жидкой фазы проходит в абсорбер 9. Абсорбентом служит фракция н. к. — 85 °С, коточая подается с низа стабилизатора через теплообменники 8. Избыток фракции н. к. — 85 °С выводится из системы. Абсорбентом для абсорбера II ступени служит фракция 140—240 °С, выходящая из осксзной ректификационной колонны атмосферной части. Насыщенный абсорбент из абсорбера II ступени насосом подается в основную ректификационную колонну. Сухой газ, выходящий с верха абсорбера II ступени, поступает в топливную сеть завода. Тепло абсорбции во фракционирующем [c.149]

Открытие нефти на Русской платформе, особенно крупнейшего Ромашкинского месторождения (рис. 24), не только значительно увеличило ресурсы нефти Советского Союза, но и привело к тому, что сейчас здесь добывается ежегодно значительная часть всей нефти нашей страны. [c.59]

Задача отыскания закона распределения функции весьма упрощается, если на основании анализа кернового или геофизического материала установлены статистические зависимости = = 5(/г), т = т к) или комплекс (й /т) = Х(й). На рис. 15 представлена зависимость случайной функций 11) от проницаемости, полученная для пласта Д] Ромашкинского месторождения. В интервале проницаемости А == О — оо функция немонотонна. График закона распределения функции г] изображен на рис. 16. [c.83]

На Ромашкинском месторождении имеется несколько нефтеносных горизонтов. Наиболее крупная нефтяная залежь находится в песчаниках девона на глубине 1700—1800 м. Дебиты скважин составляют 100—200 тп1сутки. На Ромашкинском месторождении добывается ежегодно 50—60 млн. т нефти. Месторождение препму-щественно нефтяное, доля газа по сравнению с нефтью очень невелика. [c.60]

Для углеводородного потока, содержащего непроводящую взвещенную фазу (газ, парафин) объемное электрическое сопротивление растет с увеличением количества фазы. Для проводящей взвещенной фазы (воды, окалины железа) такая зависимость нехарактерна. Увеличение содержания воды в нефтяном потоке приводит сначала к росту электрического сопротивления, а затем, при дальнейшей обводненности,—к его снижению. Например, для нефтей Ромашкинского месторождения снижение электрического сопротивления начинается при достижении 60—70 % обводненности [5]. [c.125]

Содержание углеводородов i — С5 в пластовых высокосернистых нефтях арланского месторождения почти в 2 раза ниже чем в пластовых нефтях туймазинского или ромашкинского месторождения [2]. Однако содержание углеводородов i — С5 в товарных нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, менее различно в результате неодинаковой схемы и уровня подготовки этих нефтей на промыслах. Как известно, туймазинская и частично ромашкинская нефти на промыслах обезвоживаются и стабилизируются. Арланская нефть на промыслах не прохо- [c.38]

Сергиенко и Лебедев [145] выделили из девонской нефти Ромаш-кинского месторождения фракции твердого парафина, отвечающие-по константам индивидуальным парафиновым углеводородам Сах — Сзо нормального строения. Предельные углеводороды нефти, вымпа-ющие выше 340° С, были выделены двухкратным хроматографированием на крупнопористом активированном силикагеле. После разделения предельных высокомолекулярных углеводородов на твердые и жидкие с помощью избирательных растворителей и охлаждения твердые углеводороды подвергались карбамидной обработке. Углеводороды, образовавшие кристаллические комплексы с карбамидом после регенерации их из комплекса подвергались хроматографическому разделению по Фуксу [146]. Характеристика состава и свойств-предельных углеводородов из девонской нефти Ромашкинского месторождения приведена в табл. 14. [c.87]

Весьма высоким содержанием гомологов метаиа характеризуются попутные газы большинства месторождений Восточной Татарии и Западной Башкирии. Суммарное количество гомологов метана в газах различных пластов Туймазинского, Шкаповского и Ромашкинского месторождений колеблется от 35 до 50%. Из гомологов дгетана преобладают этан (до 20—22%) и пропан (до 17—20%). Концентрация бутанов составляет около 8%. В газах содержится около 1,2% изопентана и 2,2% изобутана. В отличие от сухих газов попутные нефтяные газы имеют более высокий удельный вес и более высокую теплоту сгорания. В газах рассматриваемых районов в больших количествах присутствует азот, содержание которого в газах некоторых залежей достигает 50%. В нескольких залежах Туймазинского и других месторождений обнаружены значительные концентрации сероводорода (до 3%). [c.10]

Чишминская площадь Ромашкинского месторождения (ТАССР). Водный раствор ОП-Ю закачивали в два продуктивных пласта Да и Дт а через семь нагнетательных скважин одного из разрезающих рядов месторождения. К моменту начала промысловых опытов в продуктивные горизонты было закачано воды в количестве 50 % от объема порового пространства. Затем за 2,5 года в пласт было подано 1,42 млн. м (19,2 % от объема пор пласта) водного раствора ОП-10 со средней концентрацией 0,03 %. Закачка ПАВ снизила темп падения приемистости нагнетательных скважин, но не привела к улучшению показателей добычи на этом участке вследствие малых объемов созданной оторочки и сильной обводненности пласта [23]. [c.91]

При определенных термодинамических условиях углекислый газ может смешиваться с нефтью и вообще с углеводородными жидкостями в неограниченных пропорциях. При полном смешивании обеспечивается. максимальный коэффициент нефтеотдачи. Экспериментальные исследования показывают, что величина давления смешивания, т. е. давления, при превышении которого происходит полное взаимное растворение нефти и СО2, зависит от типа нефти. Обобщенной характеристикой нефти при этом служит ее молекулярная масса. Условия смешиваемости нефти с углекислотой определяются по графику зависимости давления с>1ешивания от температуры и молекулярной массы (рис. 94). Значения давления смешивания составляют для условий Ромашкинского месторождения (молекулярная масса 238, пластовая температура 40 °С) [c.159]

Методом последовательного извлечения отдельных фракций смол из адсорбента разными растворителями удалось получить даяные о природе нефтяных смол. При помощи четыреххлористого углерода извлекаются смолы с высоким содержанием групп алифатического строения (в смолах нефтей Туймазинского и Ромашкинского месторождений фракций такого типа оказалось около 50%). Затем при помощи бензола из остатка извлекают [c.13]

Содержание солей в пластовой воде, сопутствуюш ей нефти, может несколько изменяться в процессе добычи нефти, особенно на тех нефтепромыслах, где применяется закачка воды в пласт (например, Ромашкинское месторождение).( з вышеприведенных данных видно, что в большинстве нефтей Советского Союза, имеющих в настоящее время промышленное значение, содержится большое количество хлористых солей, поэтому их обязательно нужно промывать водой для обессоливания. [c.8]

С/гочные воды от обессоливания нефти на нефтеперерабатывающих заводах составляют 5—8% от общих стоков, но они обычно наиболее нагрязнены нефтепродуктами и солями. Особенно сильно загрязнены сточные воды ЭЛОУ, работающих на деэмульгаторе НЧК., Это объясняется тем, что расход малоэффективного анионного деэмульгатора составляет 1—2 кг на 1т нефти ромашкинского месторождения, а для тяжелой арланской нефти увеличивается до 4 кг/т. Высокая концентрация в сточных водах сульфонафтенатов, вводимых с НЧК, наряду с ра.зрушением эмульсии типа В/Н способствует образованию эмульсии типа Н/В, которая и является основным загрязнителем воды. [c.156]

Ранее было показано, что асфальтены нефти Ромашкинского месторождения не претерпевают количественных изменений при дегазации нефти без контакта с воздухом. Не считая возможным переносить результаты, полученные в опытах с ромашкинской нефтью, на нефти других месторождений, мы провели исследования с некоторыми нефтями башкирских месторождений. [c.16]

Гильманшин А. Ф. Характер и причины изменения во времени величины Ксп добываемой нефти на Ромашкинском месторождении.— Труды ТатНИШ, вып. 6, 1964, с. 281—291. [c.202]

Особое значение метод искусственного воздействия на пласт имел для разработки уникального Ромашкннского нефтяного месторождения в Татарской АССР. При старых методах и системах разработки промышленные запасы нефти на Ромашкинском месторождении можно было бы извлечь только за сотни лет, при бурении многих десятков тысяч скважин, на что потребовались бы большие материальные и трудовые затраты. Искусственное расчленение Ромашкинской залежи для внутриконтурного заводнения на 23 самостоятельные площади позволит значительно интенсифицировать разработку этого месторождения. При этом повысился темп ежегодного отбора нефти из пластов, значительно сократился объем капитальных вложений и обеспечивается добыча нефти с наименьшей себестоимостью за весь период разработки. Считают, что разработка Ромашкинского месторождения с применением внутриконтурного заводнения дала возможность дополнительно добыть за прошедшие годы около 150—175 млн. т нефти и сэкономить до 2,0 млрд. руб. [c.48]

С целью изучения связей АСПО с различны,Ми факторами и анализа динамики содержания АСПО во времени была проведена классификация более 20 скважин Ромашкинского месторождения по 20-28 геолого-промысловым и физико-химическим пара.метрам, характершутощим каждую скважину. Классификация с помогдью метода главных компонент позволила выявить основные факторы, влияющие на отложение АСПО на поздней стадии разработки, а также выделить грутгпы эксплуатационных скважин с вероятным максимальным содержанием АСПО. [c.176]

При обезвоживании девонской нефтн Ромашкинского месторождения в одну теплохимическую ступень при 49—60° С и продолжительности отстаивания 1 — 2 ч ъ отстойниках и 3—4 ч в резервуарах при расходе 40 г/т жидкости ДКТОЭ получалась нефть с содержанием воды 0,4—0,7%. Необходимо отметить, что при испытании реагента па этой нефти производительность установки часто колебалась в два с линшим раза, что не могло не сказаться иа результатах испытания. При более устойчивой производительности качество товарной нефти, несо.мненно, было бы выше. [c.182]

При обезвоживании девонской нефти Ромашкинского месторождения НПУ Леннногорскнефть (табл. 9) наиболее экономичным является реагент ДКТОЭ-37,8, нри применении которого затраты в 1,4—2,5 раза ниже, чем при использовании ОЖК или блоксополимеров окисей этилена и пропилена. Кроме того, на изготовление предлагаемых реагентов ДКТОЭ требуется в 1,5—2,5 раза меньше дефицитной окиси этилена, чем для других неионных деэмульгаторов. [c.185]

Обводненность добываемой нефти верхних горизонтов Ромашкинского месторождения растет очень быстрыми темпами. При такой высокой обводненности значительная часть кислых газов будет растворена в юде. С повышением давления содержание сероводороде в газоюй фазе может быть незначительно. Поскольку сепарация на первой ступени осуществляется при сравнительно низших давлениях (4-6 кгс/см ), переход сероводорода в газовую фазу будет небольшим только при условии быстрого осуществления процесса сепарации и замедленного протекания разгазирования воды. [c.26]

Бестужев [108] изучал химическую природу сераорганических соединений, выделенных из двух высокосернистых нефтей Среднгто-Врстока. Оп показал, что по углеводородному скелету сераорганические соединения сходны с соответствующими циклическими углеводородами. Среди выделенных и исследованных сераорганических соединений более половины составляют полициклические конденсированные системы, в которых содержится 2—3 ароматических и несколько циклопарафиновых колец. Эти данные согласуются с результатами, полученными нами при исследовании химической природы сераорганических соединений, содержащихся в высокомолекулярной части девонской нефти Ромашкинского месторождения. [c.345]

Литологические особенности основного продуктивного горизонта Д] Ромашкинского месторождения (пашийские отложения нижнефранского подъяруса) изучены достаточно хорошо. Коллекторы горизонта Д1 разделены на две резко различные группы высокопродуктивные песчаники (пористость более 16 %, проницаемость более 0,16-10 2 м , гидропроводность более 0,25-10 ° м /(Па-с)) и малопродуктивные алевролиты с характеристиками ниже указанных значений. Разумеется, кроме этих литологических разностей в строении пласта Д] принимают участие также породы, не являющиеся коллекторами (тонкодисперсные аргиллиты и практически непроницаемые алевролиты [c.6]

В лаборатории физики пласта ТатНИПИнефти И. Ф. Глумовым проводились опыты по определению капиллярного впитыва-. ния воды и нефти в свежие образцы керна из продуктивных пластов девона Бавлинского и Ромашкинского месторождений. Не отмечалось самопроизвольной капиллярной пропитки образцов ни водой ни нефтью. Аналогичные опыты проводились и в Гипро-востокнефть. Капиллярной пропитки также не наблюдалось. После экстрагирования кернов и насыщения их керосином, т. е. после искусственной гидрофилизации образцов, отмечалась самопроизвольная капиллярная пропитка. [c.40]

С целью выяснения степени влияния неоднородности пласта по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и коэффициенту вытеснения при избирательной фильтрации жидкости по сравнению с неоднородностью пласта только по проницаемости были проведены расчеты заводнения пла,ста Д1 Ромашкинского месторождения по полученным соотношениям и по известной методике Саттарова. Из сопоставления результатов расчета следует, что при заводнении пласта с учетом комплексной неоднородности результаты заводнения пласта становятся еще более благоприятными, чем с учетом изменчивости только проницаемости при избирательной фильтрации. Эти результаты также хорошо согласуются с промысловыми исследованиями заводнения пластов. [c.83]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология