Арланское месторождение

Объект очагового заводнения Арланского месторождения. Исследования эффективности ПАВ при очаговом заводнении проводили сравнением результатов разработки четырех опытных очагов с закачкой раствора ПАВ и семи контрольных очагов с закачкой воды в нагнетательные скважины. Среднее расстояние от нагнетательных до добывающих скважин на опытных очагах колеблется от 600 до 690 м, на контрольных — от 425 до 713 м. При закачке водного раствора ПАВ безводная нефтеотдача составила около 12%, при закачке воды —8%. Добыча попутной воды, добываемой с нефтью на опытных очагах, в среднем в 3—4 раза меньше. [c.89]

При полимерном загущении воды на Арланском месторождении для повыщения эффективности поставляемого промышленностью 8 %-ного геля ПАА в установке подготовки раствора предусмотрена возможность гидролиза реагента вводом в систему каустической соды (на рис. 69). Установка позволяет готовить растворы на базе как гелеобразных, так и порошковых реагентов. Для этого иа установке имеются гидросмесители с турбинами, бункер со шнековым погрузчиком и загрузочная емкость. [c.132]

Игровское месторождение расположено на северо-западе Башкирии в непосредственной близости от Арланского месторождения в северо-восточном от него направлении. [c.79]

Ромашкинское месторождение Арланское месторождение [c.9]

Вместе с хлоридами в пластовой воде некоторых месторождений нефти могут содержаться значительные количества сульфатов и карбонатов. Как видно из табл. 3, в пластовой воде Ромашкинского и Арланского месторождений сульфаты и карбонаты содержатся в незначительных количествах или их нет совсем. [c.9]

Арланское месторождение, Арланская площадь [c.12]

Анализ полученных данных (табл. 8, рис. 4) указывает, что четкой зависимости поверхностного натяжения нефтей от содержания в них асфальтенов не обнаружено. Это положение справедливо как для нефти одного месторождения, так и для исследованных нефтей различных месторождений. Так, у нефтей Арланского месторождения, отобранных из скв. 457, 380, 843, содержание асфальтенов изменяется от 3,1 до 3,3%, а поверхностное натяжение этих нефтей — от 21,5 до 25,0 эрг м . В то же время нефти из СКВ. 359, 3078, 297, содержащие асфальтены от 6,0 до 6,8%, обладают поверхностным натяжением от 26,0 до 27,0 эрг/см , т. е. с увеличением содержания асфальтенов в нефти возросло поверхностное натяжение на границе нефть — пластовая вода. Однако для нефтей Манчаровского месторождения увеличение содержания асфальтенов от 3,5 до 12,2% привело к уменьшению поверхностного натяжения нефтей от 24,0 до 19,8 эрг/см . В целом же [c.19]

Значение подвижности и заряда молекул асфальтенов Арланского месторождения [c.23]

Величины поверхностной активности К, рассчитанные по выражению (24), предельного поверхностного натяжения От для порфиринов, выделенных однократными экстракциями из нефтей Арланского месторождения, приведены ниже. [c.29]

Для определения влияния металлопорфириновых комплексов на поверхностную активность нефтей было измерено поверхностное натяжение нефтей Арланского месторождения на границе с дистиллированной водой. В этих нефтях содержится асфальтенов от 2,1 до 9,7% и металлопорфириновых комплексов от 16,3 до 74,0 мг/100 г нефти (табл. 11). [c.31]

Анализ зависимости диэлектрической проницаемости асфальтенов и ассоциированных с ними порфиринов нефти скв. 2546 Арланского месторождения показывает, что диэлектрическая проницаемость бензольных растворов порфиринов значительно выше, чем растворов асфальтенов (рис. 15). Определение концентрационных зависимостей диэлектрической проницаемости бензольных растворов нефтей, отобранных из различных скважин Арланского месторождения, показало (см. рис. 15), что полярность порфиринов высока во всех исследованных случаях и, судя по литературным данным, является самой высокой. Полярность порфиринов, извлеченных из разных нефтей, различна. Это вновь является подтверждением высказанного ранее положения, что находящиеся в нефтях металлопорфириновые комплексы следует рассматривать как сумму фракций разной степени полярности. [c.34]

Рис. 15. Зависимость диэлектрической проницаемости бензольных растворов порфиринов, выделенных из нефтей Арланского месторождения, отобранных

С целью установления необходимого времени контакта адсорбента с нефтью для достижения предельного значения равновесной адсорбции были проведены эксперименты с нефтями Арланского месторождения следующей характеристики. [c.46]

При создании моделей нефтей часто используют петролейный эфир, который добавляют в нефть в небольших количествах (15— 20%). Результаты опытов по адсорбции асфальтенов из дегазированных нефтей и их смесей с петролейным эфиром (нефти Арланского месторождения) следующие. [c.51]

В проведенных опытах адсорбентом служили глина (аргиллит из пропластков продуктивного пласта скв. 864 Арланского месторождения), кварцевый песок, доломит и известняк нефтяных месторождений Башкирии. Образцы предварительно экстрагировали, отмывали от солей, затем дезагрегировали, рассеивали по фракциям и выбранные фракции отмывали от пылевых фракций. [c.53]

Адсорбцию асфальтенов вели из нефтей, отобранных из трапов СКВ. 20 и 380 Арланского месторождения. Эти нефти характе- [c.54]

Результаты опытов по динамике адсорбции асфальтенов из нефтей, отобранных из скв. 117 и 20 Арланского месторождения, представлены на рис. 27 и 28. Проанализируем опыты с нефтью из СКВ. 20. Рассмотрение полученной зависимости (рис. 28) показывает, что в начальных пробах нефти 7(сп.н значительно ниже, чем в исходной нефти, в последующем он понижается еще больше, а затем постепенно увеличивается до Ксп.и в исходной нефти. В соответствии с этим содержание асфальтенов в пробах нефти вначале повышается, а затем уменьшается, достигая содержания асфальтенов в исходной нефти. Ксп.в постепенно повышается, достигая также значения его в исходной нефти. [c.58]

Характеристика образцов продуктивных пород Арланского месторождения приведена ниже. [c.156]

В опытах второй серии — использована пластовая вода нефть Арланского месторождения. Характеристика пластовой нефти и ее модели, составленной по методике [19] при температуре 24° С и давлении 100 кгс/см следующая. [c.169]

При таких условиях экспериментов длительность каждого опыта составляла 400 ч. Проведение 20 опытов не позволяет сделать окончательных выводов о содержании погребенной воды для Туймазинского и Арланского месторождений. Однако эти результаты убедительно показывают [c.174]

В табл. 41 приведены результаты опытов по определению влияния длины породы на нефтеотдачу (нефть скв. 248, Арланского месторождения при скорости вытеснения 10 м/мес). [c.180]

Кернодержатель помещали в ванну — термостат, в которой в течение опыта поддерживали постоянную температуру 24° С (пластовая температура Арланского месторождения). На выходе из кернодержателя для создания жесткого режима фильтрации создавали противодавление в 2 кгс/см . [c.182]

Количество вытесненной нефти (Арланское месторождение, СКВ. 248) тщательно измеряли. [c.182]

Для изучения влияния асфальтенов и порфиринов нефти на вытеснение ее из пористой среды были использованы дегазированная, стабилизированная нефть скв. 2546 Арланского месторождения, та же нефть, лишенная асфальтенов, и так называемая нефть без порфиринов , для получения которой нефть деасфаль-тировали, из осажденных асфальтенов извлекали порфирины, асфальтены растворяли в бензоле и раствор смешивали с нефтью. Затем нефть стабилизировали, как и исходную, при температуре выше температуры кипения бензола. [c.189]

В каждом опыте использовали образцы с близкими по значению пористостью и проницаемостью. Небольшая разница проницаемостей от опыта к опыту (табл. 45), учитывая зависимость общей нефтеотдачи образцов песчаников угленосной свиты Арланского месторождения от их проницаемости, полученную В. М. Березиным [18], может быть причиной наблюдавшейся разницы в коэффициентах вытеснения (табл. 46). [c.190]

ПРИМЕНЕНИЕ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ПОБОЧНЫХ ПРОДУКТОВ НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ АРЛАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ [c.206]

Поскольку возникновение потенциалов фильтрации в углеводородных жидкостях не доказано, авторами исследовалось возникновение потенциалов фильтрации в модельных углеводородных жидкостях. В качестве модельных углеводородных жидкостей использовали смеси нефтей Усинского и Арланского месторождений в неполярном керосине. Содержание полярных компонентов (смол и асфальтенов) в модельных жидкостях приведено в табл. 7. [c.121]

На Арланском месторождении был выбран опытный участок с одной центральной нагнетательной скважиной и четырьмя добывающими скважинами, расположенными на расстоянии 290—350 м. Продуктивный пласт, вскрытый на глубине 1236—1244 м, сложен слабоглниистыми пе-счаникам,и с небольшими прослойками алевролитов средняя проницаемость пласта 0,7 мкм , пористость 21,5%, начальная нефтенасыщенность 8%. Свойства пластовой нефти следующие вязкость 19 мПа с, плотность 0,88 г/см давление насыщения 7,8 МПа, газовый фактор 15— [c.127]

Нагаевскнй купол Арланского месторождения. Здесь были проведены крупные промышленные эксперименты на двух пятиточечных участках (опытном и контрольном) с уплотненной сеткой скважин для очаговой закачки в центральные нагнетательные скважины. Добывающие скважины расположены на расстоянии 100 м от нагнетательной. Объект закачки — пласт угленосной толщи нижнего карбона вязкость нефти в пластовых условиях 18—20 мПа-с. [c.88]

Николо-Березовская площадь Арланского месторождения. Вязкость пластовой нефти на данном объекте равна 20—30 мПа с. В пласт через 15 нагнетательных скважин закачивали 0,05 %-ный водный раствор ОП-10, добывали нефть 80 добывающими скважинами. На контрольном участке 21 нагнетательная и 82 добывающих скважин. Геолого-физические условия участков в целом достаточно близки, хотя по средневзве-щенной нефтенасыщенной толщине и проницаемости опытный участок (А=3 м, А=0,59 мкм ) уступает контрольному (. =4,6 м,, %=0.68 мкм ). [c.89]

Объекты позднего этапа разработки. На Туймазйнском месторождении и на Ашитском участке Арланского месторождения оценивали эффективность метода для объектов [c.89]

Эксперименты на Арланском месторождении. Про.мысловые испытания полимерного заводнения, проводимые длительное время на промыслах Башкирии, позволили получить количественные данные по изменению не только коэффициента нефтеотдачи, но и приемистости нагнетательных скважин. [c.127]

Противоречивость результатов исследования влияния закачки полимерного раствора на характер изменения приемистости нагнетательных скважин на 1-ом и 2-ом объектах Арланского месторождения можно объяснить двойственным действием полимера на реологические свойства рас-твораг добавка реагента увеличивает вязкость раствора и одновременно снижает коэффициент гидравлического сопротивления (эффект Томса). Увеличение вязкости способствует выравниванию профиля приемистости. [c.128]

Уртаульское месторождение входит в состав Большого Арлана и является продолжением Арланского месторождения в сторону Востока и юго-востока. [c.23]

Как видно из таблицы, в пластовой воде Самотлорского месторождения наряду с хлоридами в значительном количестве содержатся карбонаты и сульфаты, в то время как в воде Арланского месторождения их содержится немного, а в водеРомашкинского — карбонатыотстутствуют. [c.7]

Вместе с хлоридами в пластовой воде некоторых месторождений нефти могут содержаться значительные количества сульфатов и карбонатов. Как видно из табл. 1, в пластовой воде Ромашкинского и Арланско-го месторождений сульфаты и карбошты содержатся в незначительных количествах или их нет совсем. В воде Самотлорского месторождения содержится относительно большое количество карбонатов и значительно больше сульфатов, чем в водах Ромашкинского и Арланского месторождений. Такое различие в составе и минерализации пластовой воды значительно сказывается на устойчивости образующейся эмульсии и условиях обезвоживания и обессоливания этих нефтей. [c.8]

Для сопоставления в табл. 3 приведены результаты анализа пластовых вод Ромашкинского и Арланского месторождений. Как видно из этих результатов, соотношение хлоридов натрия, магния и кальция совершенно другое для арланской нефти соответственно 56 10 34 и для ромашкинской 86 6 8. [c.9]

Исходя нз изложенного, нами было предложено [102] использовать для характеристики асфальтенов их коэффициент светопо-глощения Ксп.а- Он имеет большой диапазон изменения в пределах залежи и характеризуется быстротой, точностью и воспроизводимостью определений. Так, различие значений К СП.а ДЛЯ ЭС-фалыенов, извлеченных из нефтей Арланского месторождения, достигало 2000—2500 ед. Такая же вариация его значений наблюдалась для асфальтенов, извлеченнных из нефтей Манчаровского, Tyn aзин кoгo и Шкаповского месторождений. При этом абсолютная погрешность в определении Ксп.а составляет 5 ед. [c.11]

Для выяснения взаимосвязи между коэффициентом светопоглощения и молекулярной массой асфальтенов были определены молекулярные массы и молярные коэффициенты светопоглощения асфальтенов—(/( спа), выделенных из нефтей разных скважин Арланской и Новохазинской площадей Арланского месторождения, Манчаровской площади Манчаровского месторождения и Шкаповского месторождения (табл. 5). [c.12]

Арланское месторождение. Новохазинская площадь [c.12]

Иная картина наблюдалась нами [26] на Ашитской и Акта-нышбашевской площадях Арланского месторождения. Адсорбционные процессы шли столь интенсивно, что снижение коэффициентов светопоглощения добываемой нефти было устойчивым. [c.192]

Исследования проводили с асфальтенами, выделенными из нефтей Новохазинской и Арланской площадей Арланского месторождения. [c.23]

По литературным данным [96], равновесная адсорбция достигает предельного значения примерно через 48 ч эти данные были приняты за исходные. Исследовали нефти Арланского месторождения СКВ. 20 (асфальтенов —9,5% /Ссп.а= Ю800) и скв. 848 [c.45]

Для исследований использовали дегазированные, без контакта с воздухом, нефти Арланского месторождения. Опыты вели при атмосферном давлении и, давлении, равном 100 кгс/см2. Давление создавали поджимом нефти в камеру с патроном, в котором находился адсорбент, измерительным прессом. Анализ результатов показывает (рис. 24), что в газоненасыщенных нефтях величина адсорбции асфальтенов (в исследованных диапазонах давления) не зависит от давления. К таким же выводам приходит Н. Д. Таиров [176], исследовавший нефти Апшерона. [c.52]

В обеих сериях вытесняли нефть скв. 248 Арланского месторождения. В опытах первой серии, проведенных в атмосферных условиях, к дегазированной нефти ничего не добавляли. Вытеснение вели до 100%-ного обводнения струи, а в этих условиях, как известно, вязкость нефти на конечную нефтеотдачу влияния не оказывает [17]. В опытах второй серии, проведенных в атмосферных условиях, к дегазированной нефти добавляли петролейный эфир для получения нефти изовискозной пластовой, во избежание искажения картины из-за различия вязкостей. [c.186]

Адсорбция асфальтенов из нефтей Арланского месторождения в условиях пласта. —В кн. Применение ПАВ в нефтяной промышленности, 1966, с. 265—274. Авт. И. Л. Мархасин, И. М. Абезгауз, Т. М. Столбова и др. [c.201]

Технология применения композишш на основе АФдЛ2 апробирована на каширо-подольских отложениях Вятской площади Арланского месторождения. В ходе промыслового эксперимета по значительной части скважин обнаружено снижение обводненности добываемой жидкости в среднем на 5-8% и увеличение дебитов по нефти на 10-15%. [c.182]

Один из наиболее эффективньк гелеобразующих составов на основе ОиД+ЖС прошел опытно-промысловые испытания на Арланском месторождении. Первоочередные опытные участки выбраны в районе нагнетательных скважин 6096, 1300, 537 после комплексного изучения геолого-физических характеристик продуктивных пластов, степени их выработки и обводненности продукции окружающих добывающ1гх скважин. Выполненный анализ результатов наблюдений за работой опытньпс скважин, а также гидродинамических исследований подтвердил эффективность данного метода воздействия. Так, приемистость скважин 1300, 6096 после обработки снизилась соответственно на 42 и 37 %. Обводненность по ряду добывающих скважин, находящихся под воздействием скважин 1300, 6096,уменьшилась на 3-12 %. [c.201]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология