Бавлинское месторождение

ОЦЕНКА КОНЕЧНОЙ НЕФТЕОТДАЧИ НРИ РЕДКОЙ СЕТКЕ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН НА БАВЛИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ [c.115]

По мере подъема по скважине изменяется также состав отложений. Так, в начальный период тонкий слой отложений имеет черный цвет и полужидкую консистенцию, в составе этих отложений содержится около 50 % асфальтосмолистых соединений. С увеличением толщины отложений (по мере приближения к устью скважины) содержание парафина в массе отложений возрастает. Наибольщая концентрация параф -ча отмечается в зоне максимальных отложений. В той же последовательности понижается температура плавления извлеченных из отложений парафинов. В основной части отложений содержание асфальтосмолистых соединений меняется мало. Так, для скважины Бавлинского месторождения на глубине от 6 до 542 м эта величина без особой закономерности колебалась от 5,5 до 16,32 %. В скважинах с высокими дебитами отмечаются более плотные отложения с высоким содержанием парафина, в подъемных трубах малодебитных сква- [c.124]

Отмеченные недостатки в постановке проведения промышленного эксперимента по разрежению сетки скважин, а также возможная многозначность интерпретации результатов эксперимента требуют обобщения некоторых результатов, полученных в процессе разработки Бавлинского месторождения. [c.116]

Проведенные расчеты и краткий анализ состояния разработки Бавлинского месторождения приводят к вполне очевидному выводу, что нефтеотдача зависит не столько от плотности сетки размещения скважин, сколько от правильного выбора режима их работы, т. е. от правильного распределения отборов по площади залежи. [c.120]

Изложены результаты расчетов по оценке конечной нефтеотдачи залежи Бавлинского месторождения при редкой сетке скважин. Расчеты проведены двумя методами гидродинамическим и статистическим. Дается краткое описание текущего состояния разработки залежи с выдачей некоторых рекомендаций, направленных на повышение нефтеотдачи. [c.171]

Коэффициент сжимаемости z зависит от состава газа, давления и температуры и может быть определен по известным графикам Брауна через приведенные значения температур и давлений [3]. Нами были рассчитаны и построены зависимости коэффициента сжимаемости от давления для нефтяных газов пластов Dy и С" Бавлинского месторождения (рис. 2). Температура принималась постоянной и равной 30°С, что соответствует реальным условиям. [c.86]

НОВО-БАВЛИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.171]

А через год на Бавлинском месторождении в Татарии тоже получили фонтаны. В 1945-1952 гг. нефтяные фонтаны из девон- [c.81]

Ново-Бавлинское месторождение, открытое в 1954 г., представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания значительно меньших размеров, чем Бавлинская. [c.171]

Кроме Ромашкинского и Бавлинского месторождений, на территории Татарии имеется Шугуровское месторождение, которое дает нефть с содержанием серы 3,2%, плотностью = 0,899, Эту нефть перерабатывают совместно с высокосернистыми неф- [c.16]

Так, в одной из ранних работ /83/ была исследована возможность получения церезина и парафина из парафиновых отложений бавлинского месторождения. Сотрудниками цеха восковой продукции Оренбургского нефтемаслозавода была использована горячая сернокислотная обработка для очистки залежалых парафиновых отложений открытых амбаров резер-вуарного парка промысла. Парафиновая масса имела характеристику температура каплепадения 70°С пенетрация при 25°С - 65 кислотное число - [c.158]

Бавлинское месторождение. Нефти достаточно вязкие, сравнительно легкие, высокосернистые (класс III), смолистые, парафиновые (вид Пг). Нефть пашийского горизонта — сернистая (класс II). [c.286]

Примерный материальный баланс процесса и характеристика продуктов, полученных при очистке фенолом дистиллятного и остаточного сырья смеси нефтей Туймазинского и Бавлинского месторождений, представлены в табл. 20. [c.132]

В золах нефтей Ромашкинского и Бавлинского месторождений установлено более высокое содержание ванадия (8—37% на золу), что характерно для высокосернистых нефтей названных месторождений, тогда как в гюргянской малосернистой нефти концентрация ванадия составляет 2% (на золу). [c.269]

С увеличением кратности пропана до определенного предела повышается выход деасфальтизата и улучшается его качество. Так, например, при переработке гудрона с условной вязкостью, равной 60—100 сек., полученных из нефтей Туймазинского и Бавлинского месторождений, соотношение сырья и пропана достаточно держать в пределах 1 6—1 5 по объему. [c.94]

Очистке фенолом подвергалась фракция 370— 500° смеси нефтей Туймазин-ского и Бавлинского месторождений [c.120]

Объектом настоящего исследования явились керосиновые и соляровые фракции нефти отложений карбона Бавлинского месторождения и отложений девона (Дх — Дц) Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения. Характеристика этих фракций приведена в табл. 1. [c.113]

Нефти Бавлинского месторождения Бавлинская, Д-1У (мягкий режим) [c.22]

Данные рис. 2 указывают на подобное же последовательное измепение нефтей Бавлинского месторождения при переходе от нефтеносных горизонтов карбона к первому горизонту девона, а от последнего к нефтям третьего горизонта девона. В них спи- [c.177]

Впервые при изучении нефти Бавлинского месторождения [120] была обнаружена линия спектра ЭПР с д-фактором около двух. В дальнейшем подобные сигналы были зафиксированы в других нефтях, мазутах, гудронах [121]. Ряд исследователей [122] наблюдали сигнал ЭПР, обусловленный неспаренными электронами с концентрацт- -ей 8 10 спин/г и который был связан с асфальтеновой фракцией. Установлено [123], что сигнал свободного радикала можно использовать при определении содержания асфальтенов в нефтях. Степень ароматичности смолисто-асфальтеновых веществ и количества свободных радикалов взаимосвязаны экспоненциальной зависимостью. Так, в ряду масла — смолы — асфальтены — карбоиды число ПМЦ возрастает с 210 до 1,5-10 ° спин/г и вместе с тем увеличивается их степень ароматичности [117, 124]. В то же время большинство исследователей считают, что основными компонентами нефти, содержащими свободные радикалы, являются асфальтены. На них приходится до 97% величины количества ПМЦ [117]. Смолы же дают лишь 1 -3% от величины общей массы свободных радикалов. [c.115]

Подводя итоги развития нефтяной промышленности Башкирской АССР в период 19. 2- 1945 гг., необходимо отметить, что основным достижением было открытие промышленной нефти н пермских, каменноугольных и девонских отложениях. Особое значение имели высокопродуктивные залежи в терригенной части девона как в Башкирии, так и в соседней Татарии (Бавлинское месторождение, 1946 г.). Это вселяло уверенность в необходимость интенсификации разведки нефти на терригенный девон [c.38]

Как известно, осуществление промышленного эксперимента ио разрежению сетки размещения скважин на Бавлинском месторождении намечалось с целью решения двух очень важных задач. Во-первых, как повлияет остановка части фонда эксилуатационпых скважин (около 41%) на уровень добычи жидкости. Во-вторых, как повлияет разрежение сетки скважин на конечную нефтеотдачу иласта. Теория разработки нефтяных месторождений, в частности, теория интерференции скважин к началу проведения эксперимента (1958 г.) была в состоянии дать иринципиальный ответ на постановку первой задачи. Этот ответ кратко можно сформулировать следующим образом для условий однородного пласта залежи Бавлинского нефтяного месторождения можно сохранить или даже несколько увеличить уровень добычи ншдкости ири остановке части эксплуатационного фонда скважин с условием изменения режима работы (забойных давлений) по скважинам, оставшимся в эксплуатации. [c.115]

Как же в конечном итоге предполагается решить эту проблему на основе опыта разработки Бавлинского месторождения ВНИИ предлагается примерно следующая схема. После полной выработки промышленных запасов разреженной сеткой скважин следует ввести в эксплуатацию скважпны, остановленные на эксперимент. Дополнительная добыча нефти пз этих скважин будет характеризовать потерю нефти за счет разрежения сетки скважип. Следовательно, для получения окончательного ответа дополнительно потребуется еще минимум 10 лет. Очевидно, в таком случае важность проведения крупного промышленного эксперимента совершенно утрачивается. [c.116]

Таким образом, статистический метод расчета показывает, что конечная нефтеотдача основной залежи иласта Д2 Бавлинского месторождения соответствует проектной. [c.117]

Гидродинамические расчеты процесса обводнення велись до 96% обводнения седьмого ряда эксплуатационных скважин. К этому времени нефтеотдача составит 73% при водном факторе 1,3. Таким образом, гидродинамические расчеты показывают, что конечная нефтеотдача на Бавлинском месторождении может быть очень высокой даже при редкой сетке размещения скважпп. [c.119]

В настоящее время следует переводить процесс разработки Бавлинского месторождения на форсированный режим эксплуатации. В первую очередь следует увеличить отборы жидкости из малообводнепных и безводных скважин. [c.120]

Оценка конечной нефтеотдачи при редкой сстке размещения скважин на Бавлинском месторождении. Коробов К. Я. Труды УНИ, вып. 6. М., изд-во Недра , 1970, стр. 6. [c.171]

Соответствие полученной зависимости (4) реальному процессу сжатия было проверено нами по результатам динамометрирова-ния скважин Бавлинского месторождения. [c.87]

Свойства нефтей в пластовых условиях определяли по пробам из пласта Дь турнейского яруса и угленосного горизонта. Нефть пласта Дх Бавлинского месторождения наиболее легкая среди всех нефтей пласта Дх Татарской АССР. Ее плотность в пластовых условиях колеблется от 0,774 до 0,784 г/см , а в поверхностных условиях.—от 0,836 до 0,850 г/см . Она обладает также наименьшей вязкостью в пластовых условиях (1,8—2,5 мПа-с) и максимальным газосодержанием (52— 65 м7м ). Нефти турнейского яруса и угленосного горизонта резко отличаются от нефти пласта Дх. Они более тяжелые, вязкость их значительно выше, а газосодержание ниже, чем у нефти пласта Дх. Ниже приведены усредненные результаты исследования пластовых нефтей. [c.170]

Промышленная нефтеносность приурочена к пластам Дх и Дш продуктивной толщи терригенного девона. Залежь в пласте Дх водоплавающая, а пласт Дш лишь на небольшой площади нефтеносен по всей мощности. В пласте Дш выделено три самостоятельные залежи с обособленными водонефтяными контактами и контурами нефтеносности. Основная залежь расположена в юго-западной части структуры и является типичной структурно-литологической залежью. Свойства пластовых нефтей Ново-Бавлинского месторождения изучали по пробам из пласта Дт. Нефть пласта Дх почти не отличается от нефти одноименного пласта Бавлинского месторождения. Она является самой легкой и маловязкой из всех нефтей пласта Дх в Татарской АССР. [c.171]

Нефть Бавлинского месторождения похожа на туймазинскую, поэтому, пока на переработку поступали в основном туймазинская и бавлинская нефти и совсем в незначительном количестве ромашкинская, заводы не испытывали особых затруднений. В 1956 г. резко увеличились добыча ромашкинской нефти и доля ее в смеси, поступающей на заводы. [c.14]

Нефти Татарии перерабатывают на многих нефтеперераба- тывающих заводах Советского Союза. Основное направление переработки татарских нефтей, за исключением бавлияских,— топливное, причем для получения высококачественных мотора ных топлив с максимальным отбором требуется, как правило, внедрение процессов ароматизации бензиновых фракций и гидро-очистки. Нефти Бавлинского месторождения служат хорошим сырьем для получения смазочных масел широкого ассортимента. Нефти районов Мелекесской депрессии и Нижнекамского перерабатывают вместе с ромашкинскими по топливной схеме. Однако по свойствам они значительно отличаются от группы ромашкинских нефтей, поэтому целесообразны их раздельный сбор и переработка. [c.5]

Лаборатория химии нефти Химического института им. А. Е. Арбузова Казанского филиала Академии наук СССР на протяжении ряда лет занималась изучением нефтей Шугуровского и Бавлинского месторождений, а также — нефтей различных площадей, расположенных на обширной территории Ромашкинского месторождения (собственно ромашкинской, миннибаевской, альметьевской, абдрахмановской, сулеево-ташлияр-ской, павловской, аргуновской и азнакаевской). [c.176]

Данные рис. 2 указывают па подобное же последовательное изменение нефтей Бавлинского месторождения при переходе от нефтеносных горизонтов карбона к первому горизонту девоиа, а от последнего к нефтям третьего горизонта девона. В них снижается удельный вес (от 0,885 до 0,837), а (от 54 до 18%) и серы (от 2,8 до 0,9%), [c.177]

На рис. 62 приведены данные наших наблюдений за содержанием сероводорода в воде из барометрических конденсаторов смешения АВТ завода, перерабатывающего девонскую нефть (Туй-мазинского и Бавлинского месторождений) с содержанием серы в пределах 1,9—1,7%. [c.188]

Лабораторией подготовки нефтей ТатНИИ проведена работа по изучению деэмульгирующей способности некоторых ПАВ, выпускаемых промышленностью, а также продуктов, синтезированных ВНИИнефтехим. Для испытаний в основном использовали товарную нефть Ромашкинского и Бавлинского месторождений. В ходе опытов определяли содержание остаточной воды в нефть в зависимости от удельного расхода реагента при температуре нагрева 60° и продолжительности отстоя 2—4 часа. [c.231]

Элементный и групповой состав, а также физико-химические свойства нефтей даже одного месторождения часто заметно различаются в зависимости от глубины и места залегания. Например, нефти ромашкинского месторождения, относящиеся к отложениям девонского периода, имеют плотность 0,8620 и содержат 1,61 % серы, тогда как нефти того же месторождения, но более молодых отложений карбона, имеют плотность 0,8909 и содержат серы 3,5 %. То же можно сказать о нефтях Бавлинского месторождения Татарской АССР девонские содержат 1,4% серы, а нефти карбона — 2,8%. Аналогичная картина наблюдается в нефтях месторождений Западной и Восточной Сибири. Содержание серы в усть-балыкской нефти в зависимости от горизонта добычи колеблется в пределах от [c.258]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология