Туймазинское месторождение

Ранее построенные установки первичной перегонки нефти рассчитывали для получения ограниченного количества нефтяных углеводородных фракций. В секции атмосферной перегонки нефти получали не более 3—4 светлых компонентов (бензин, лигроин, керосин и дизельные топлива), а в секции вакуумной перегонки мазута насчитывалось всего 2—3 масляных фракции и гудрон. Современные установки обеспечивают производство большого ассортимента нефтепродуктов. Так, при переработке наиболее распространенных нефтей (обессоленных) Ромашкинского и Туймазинского месторождений на установках АВТ можно получить до 12 различных компонентов (табл. 4). [c.26]

Промысловый опыт по вытеснению нефти СОг в Советском Союзе проводится в восточной часги Туймазинского месторождения. Работа начата в 1971 г. и продолжается до настоящего времени. [c.119]

На объекте Туймазинского месторождения, пласт Вь (6 нагнетательных и 24 добывающие скважины) обводненность нефти к моменту начала закачки ПАВ составляла 60— 65%. Средняя концентрация реагента ОП-Ю в воде, поданной в пласт, составила 0,024 %, т. е. в 2 раза ниже обычно рекомендуемой. Подача ПАВ снизила темп падения приемистости нагнетательных скважин по сравнению с закачкой обычной сточной воды, затем стабилизировала и даже увеличила приемистость. При закачке ПАВ в старые водоводы их поверхность освобождалась от окисных отложений п солей, которые приводили к засорению призабойной зоны скважин, поэтому перевод на технологию нагнетания растворов ПАВ в систему ППД требует подготовительной работы по замене или очистке подво- [c.90]

Оболенцев Р. Д., Айвазов Б. В., Циклические сульфиды в керосиновом дистилляте из нефти каменноугольных отложений туймазинского месторождения. Материалы II научной конференции БашФАН СССР, Уфа, 1958. [c.258]

При определении влияния газонасыщенности нефти брали глубинные пробы нефти Арланского и Туймазинского месторождений. Нефть контактировала с адсорбентом при давлении на 10 кгс/см [c.52]

На основании проведенных исследований было высказано предположение [84, 86], что в большинстве случаев вода не может в виде сплошной пленки покрывать стенки поровых каналов коллектора и что нефть соприкасается с поверхностью породы. Также проведено исследование на образцах песчаника Туймазинского месторождения и установлены закономерности, полученные в работе [84], полностью сохраняются и в пористых средах. Кроме того, был сделан вывод [85, 86], что погребенная вода может существовать в пленочном состоянии лишь при небольших значениях поверхностного натяжения нефти на границе с погребенной водой. [c.96]

Характеристика пластовой нефти Туймазинского месторождения (скв. 550) и ее модели [c.169]

В подтверждение положений, развиваемых в [142], И. Г. Пермяков и Н. С. Гудок [143] провели опыты на естественных образцах нефти, погребенной и вытесняющей воде Туймазинского месторождения. Как видно из рис. 103, в котором приведены результаты опытов, существует область, где нефтеотдача не зависит от скорости. [c.178]

На этих установках главным образом перерабатывается нефть Туймазинского месторождения с небольшой примесью нефтей Бавлинского и Бугульминского месторождений. [c.32]

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]

Обычно факт промывки кернов объясняется опережающим оттеснением нефти фильтратом раствора из-под долота, т. е. предполагается, что это локальное заводнение за счет гидростатического перепада давления. Однако такое предположение недостаточно обосновано, и многие фактические данные ему противоречат. В качестве примера можно рассмотреть результаты анализа кернов пласта Д1 из скв. 1283 Туймазинского месторождения, проведенного в лаборатории физики пласта ВНИИ (табл. 3). Эти результаты особенно показательны, потому что исследование керна намечалось и проводилось по специальному плану и был обеспечен высокий вынос его из пласта. Аналогичные данные имеются и по другим месторождениям. [c.50]

Физические свойства образцов керна из пласта Д1 Туймазинского месторождения [c.51]

Отделом химии Башкирского филиала АН СССР в 1954 — 1955 гг. было произведено исследование термостойкости сероорганических соединений, содержащихся в нефтях каменноугольных и девонских отложений Туймазинского месторождения. Нефти нагревались в интервале температур 100—400°, при этом было установлено, что непродолжительное нагревание до 280° не дает значительного выделения сероводорода. Однако дальнейшее повышение температуры вызывает резкое возрастание количества выделившегося сероводорода (табл. 28). То же наблюдается при нагревании нефтей хотя и при более низкой температуре, но продолжительное время. Например, при нагревании нефти в течение И час. при температуре 200° выделилось в виде сероводорода 0,45% S. Авторы указывают, что сернистые соединения различных нефтей обладают разной термостабильностью, и что сернистые соединения туймазинской нефти каменноугольных отложений в этом отношении менее устойчивы, чем сернистые соединения туймазинской девонской нефти. [c.56]

С целью создания базовой технологии биоцидного воздействия и дальнейшего изучения механизма действия биоцида на продуктивный пласт на Туймазинском месторождении проведены широкомасштабные промысловые испытания по программе и методике, утверж- [c.44]

В этой статье приводятся результаты анализа промысловых материалов по переводу скважин на интенсивный отбор жидкости из девонских пластов Туймазинского месторождения. Задачей исследований являлось выявление геологических, технических и технологических факторов, влияющих на эффективность форсированного отбора жидкости и определение условий, обеспечивающих наиболее высокую добычу нефти. [c.38]

Приводятся результаты анализа эффективности форсированного отбора жидкости прн разработке пластов Д1И Д и Туймазинского месторождения. Показано, что с увеличением обводненности продукции скважин доля неудачных переводов иа форсированный режим увеличивается. Установлено,, что для получения наибольшего технологического эффекта необходимо устанавливать более высокие отборы. [c.115]

Впервые влияние проницаемости пласта на его удельное сопротивление установлено Г.С. Морозовым для песчаников Туймазинского месторождения. Им бьша рассчитана зависимость к = [(р ). При этом было сделано допущение, что удельная поверхность является основным фактором, определяющим величину проницаемости породы, а содержание остаточной воды пропорционально удельной поверхности. [c.85]

Ишимбайская нефть была первой ласточкой . Скв. 1, пробуренная бригадой мастера В. А. Лебедева, 10 мая 1937 г. дала фонтан. Тогда было открыто ныне известное всем Туймазинское месторождение нефти. Замечательные результаты дали интенсивные поиски нефти в отложениях девона 26 сентября 1944 г. бригада мастера А. Т. Трипольского, бурившая СКВ. 100 на Туймазинском месторождении, с глубины 1750 м получила фонтан высококачественной нефти с суточным дебитом 250 т. [c.8]

Вторым по времени освоения является нефтеносный район, приуроченный к краевым частям Татарского свода, где в 1937 г. была обнаружена нефть в песчаниках яснополянского подъяруса нижнего карбона на Туймазинском месторождении. Разработка залежи при естественном режиме привела к быстрому снижению дебитов скважин. И только открытие в сентябре 1944 г. значительных запасов нефти в терригенных породах девона вновь вдохнуло жизнь в Туймазинское месторождение. [c.63]

Благодаря внедрению системы поддержания пластового давления в течение многих лет Туймазинское месторождение разрабатывалось с высоким темпом добычи нефти, существенно снизились затраты, сократились сроки разра- [c.67]

Для обеспечения обустройства промыслов И строительства города Октябрьского на Туймазинское месторождение из Уфы перебазировались строительно-монтажный [c.81]

Д.1Я увеличения нефтеотдачи используется также углекислота. Например, на Туймазинском месторождении при закачке на опытном участке 5 тыс. т углекислоты в 2 раза повысилась добыча нефти. При расходе 1 т углекислоты извлекается 6 т нефти. [c.138]

Открытие Туймазинского месторождения девонской нефти ознаменовало новый этап развития нефтяной промышленности Башкирии. Уже в 194. ) г. добыча нефти возросла 110 сравнению с 1944 г. на 60,6%. [c.198]

Точное строение этих сульфидов не было установлено. В 1958 г. Р. Д. Оболенцев п Б. В. Айвазов [47] сообщили, что ими выделены сульфиды из керосиновых дистиллятов нефти Туймазинского месторождения. Предполагаемые формулы выделешшх соединений приведены ниже [c.32]

Так, при исследовании двух среднеазиатских нефтей [84] во фракциях, выкипающих до 150° С, азота не было обнаружено, во фракциях до 230° С, содержание азота не превышало 0,05%, от общего азота, содержащегося в нефт ". В бензине прямой перегонки из ромашкинской нефти [82] азот также не обнаружен. А в легком бензине из девонской нефти туймазинского месторождения азота содержится 0,022% [83, стр. 201]. [c.25]

Туймазинское месторождение нефти было открыто еще в 1937 г., когда из СКВ. 1 был получен фонтан нефти из песчаников нижнего карбона. В 1944 г. скв. 100 вскрыла песчаники нижнефран( ских и верхнеживетских отложений девона и дала мощный фонтан нефти при испытании пластов Д-П [13]. С этого времени Туймазинское месторождение дает промышленную нефть. Исследование туймазинской нефти проводилось в нескольких институтах в различное время. Наиболее ранние изучения качества этой нефти были проведены во ВНИИ НП [14]. Позже в БашНИИ НП также проводились отдельные исследования образцов туймазинской нефти. Однако эти исследования были не достаточно полными. Образец товарной туймазинской девонской нефти 1962 г. исследован значительно полнее. По своей общей характеристике образец товарной нефти 1962 г. мало отличается от исследованных ранее образцов. Содержание серы в нефти 1,44%. В товарной нефти 1958 г. содержание серы было 1,38%, а в образце, исследованном во ВНИИ НП, — 1,47%. Плотность нефти колеблется от 0,852 до 0,858. Потенциальное содержание светлых фракций, выкипающих до 200° С, составляет 25,1—24,4%, а фракций, выкипающих до 350°С, — 49,0—51,6% (рис. 37 и табл. 172—180). [c.128]

Так, пластовая вода Туймазинского месторождения в начальный период разработки имела плотность 1,19 и содержала более 200 мг/л ионов оксида железа (II). В 1977 г. вследствие большой опресненности пластовой воды плотность ее снизилась до 1,12-1,15, а количество ионов оксида железа(II) - до 100 мг/л [ 7, 8]. [c.7]

В опытах первой серии — использовали пластовую воду и нефть Туймазинского месторождения, а также ее модель — смесь дегазированной нефти с кероспном. Опыты проводили при 20° С с использованием нефти с давлением насыщения 35 кгс/см , модели нефти — 39% дегазированной нефти с 61% керосина, и при 30° С с нефтью давлением насыщения 80 кгс/см , модель — 35% дегазированной нефти с 65% очищенного керосина. Смеси нефти с керосином составляли, исходя из значений вязкости газонасыщенной нефти при давлении опыта (табл. 38). [c.168]

На восточные нефтеперерабатывающие заводы указанные нефти поступают в виде смесей. При этом для установок АВТ, работающих по топливной схеме, в большом количестве в составе смеси содержится нефть Бугульминского и периодически Чикмагушского месторождений, что отрицательно сказывается на отборе светлых нефтепродуктов. В этом случае особенно снижается отбор дизельного топлива. На АВТ, работающие по масляной схеме, поступает смесь нефтей, где главным образом содержится нефть Туймазинского месторождения. Примерные данные по процентному составу смесей нефтей, поступавших на восточные нефтеперерабатывающие заводы в 1957—1958 гг., сведены в табл. 2. [c.13]

Многочисленные лабораторные исследования вытеснения нефти водой из образцов керна показывают, что нефтеотдача их зависит от проницаемости чем выше проницаемость, тем больше коэффициент вытеснения. Это вполне естественно. Исследованиями В. М. Березина для девонских песчаников Туймазинского месторождения установлено, что при увеличении проницаемости от 0,07 до 1,08 мкм2 коэффициент вытеснения изменяется от 0,57 до 0,77. [c.50]

Рис. 6. Зависимость нефтенасыщенности ( ) и водонасыщенностн (2) от проницаемости кернов из пласта Д Туймазинского месторождения

Тщательная статистическая обработка результатов определения проницаемости по большому числу образцов керна показы-пает, что проиицаемость по кернам в некоторых случаях лучше описывается законом гамма-распределения [3]. Как правило, значения коэффициентов вариации, полученные на основе статистической обработки, либо меньше, либо близки к значению коэффициента вариации распределения М. М. Саттарова. Так, например, по 493 образцам керна пласта Дп Константиновского месторождения коэффициент вариации равен 0,60 по 1693 образцам пласта Дл Туймазинского месторождения—0,72 по 220 образцам пласта Д 1 Раевского месторождения—0,66. Как известно, распределение М. М. Саттарова имеет постоянный коэффициент вариации, равный 0,817. По-видимому, распределение М. М. Саттарова характеризует наибольшую, степень объемной, пространственной неоднородности пласта по проницаемости и является предельным. [c.61]

Использование диаграммы квантилей для определения параметров распределения может привести к ошибочным выводам ла счет элементов субъективизма, неизбежных при графической обработке исходных статистических данных. Так, по пласту Ди Константиновского и Туймазинского месторождений значения статистической функции распределения проницаемости на диаграмме квантилей вполне удовлетворительно укладываются около прямой (рис. 1). При этом средние значения проницаемости, полученные с помощью диаграммы квантилей, и среднеарифметические значения практически одинаковы. Однако оценка соответствия теоретического распределения М. М. Саттарова наблюдаемому статистическому распределению по критерию согласия А. Н. Колмогорова дает очень малую вероятность соответствия. В то же время гамма-распределение дает сравнительно хорошее согласие с наблюдаемым статистическим распределением. [c.62]

На рпс. 2 приводится график корреляции нормированной амплитуды сигнала свободной индукции и открытой пористости по методу Преображенского для образцов Туймазинского месторождения и смежных с ним мееторожденпй Татарии и Башкирии. На оси абсцисс — открытая пористость, ординат — амплитуда сигнала, нормированная на единицу объема. [c.105]

В.М. Березиным дана количественная оценка адсорбции асфальтосмо- листых веществ для песчаников девона Туймазинского месторождения. Им установлена корреляционная связь количества адсорбируемых ве-ществ с удельной поверхностью породы, которая описывается уравнением [c.102]

С открытием девонской нефти на Туймазинском месторождении потребовалось пересмотреть применявшиеся до этого принципы разработки. Без восполнения пластовой энергии девонские залежи могли разрабатываться только при очень низких темпах добычи. Советские ученые Л. С. Лейбензон, В. Н. Щел-качев, А. П. Крылов и И. А. Чарный стали рассматривать нефтяной [c.63]

Нефтяники страны не имели еще опыта заводнения пластов в промышленных масштабах, поэтому Туймазинское месторождение стало своеобразной ижолой, где испытывались все новинки в области разработки, заводнения и исследования скважин и пластов. По мере накопления опыта в проекты разработки вносили существенные коррективы. Например, было установлено, что при обширных водонефтяных зонах законтурное заводнение слабо воздействует на эксплуатационные ряды. Поэтому возникла необходимость отрезать водонефтяные зоны рядами нагнетательных скважин. В последующем законтурное и приконтурное заводнение было дополнено внутриконтурным с выделением отдельных блоков в самостоятельные объекты разработки. Для усиления воздействия на отдельные участки пластов было применено избирательное (очаговое) заводнение. [c.63]

Специальными исследовательскими работами, проведенными в начале 60-х годов на Туймазинском месторождении с целью выяснения условий работы пластов при различных давлениях, обнаружено существенное влияние градиентов давления на гидропроводность пласта. При этом гидропроводность увеличивалась по мере роста градиентов давления (скорости фильтрации). Эти результаты, а также теоретические обоснования позволили приступить к форсированному отбору жидкости из скважин Туймазинского месторождения. Наиболее широко форсирование отборов стало применяться с начала 70-х годов, когда появилось необходимое насосное оборудование. Например, в 1973 г. высокопроизводительные центробежные насосы были спущены в 27 скважин Туймазинско10 месторождения, работавших со средним дебитом 293 м /сут и с обводненностью 82,3%. После спуска новых установок средний дебит увеличился до. 506 м /сут (на 73%), а обводненность осталась неизменной. Это позволило пропорционально увеличить и добычу нефти. [c.66]

На Туймазинском месторождении впервые в нефтепромысловой гграктике столкнулись с разработкой залежей нефти, имеющих обширные водонефтяные зоны (ВНЗ). Первоначальными проектами разработки пластов Д и Д пред-полагалось вытеснить нефть из ВНЗ к рядам добывающих с кважин, расположенных в чисто нефтяной зоне (НЗ). Последующий опыт показа , что. это предположение базировалось на очень упрощенной схеме вытеснения нефти водой, пе учитывающей реальных ( изико-геологических условий пласта. Хотя к этому времени уже имелись теоретические предположения об особенностях движения границы раздела нефти и воды, однако сложность расчета этого процесса привела к созда1Н1Ю упрощенных схем, а это в свою очередь вызвало неверные решения при проектировании системы разработки. [c.128]

На Туймазинском месторождении при освоении под нагнетание скважин, расположенных в зонах пластов с плохими коллекторскими свойствами, отрабатывали методы исследования и вскрытия пластов и перфорации колонн, технику И технологию увеличения приемистости скважин (торпедирование, гидроразрыв пластоз, гндропеско-струйную перфорацию, обработку [c.132]

Аналогично шло энергетическое развитие и Туймазинского района. Е1урение, начиная с 1936 по 1944 г., велось в основном на паровом приводе. К концу 1940 г. на Туймазинском месторождении находились в эксплуатации четыре временных электростанции общей мощностью 1175 кВт. Самая большая из них с тремя дизель-генераторами по 340 кВ А была сооружена на территории рабочего поселка и введена в эксплуатацию в октябре 1940 г. Эта станция позволила перевести станки-качалки нефтяных скважин с бензомоторного на электропривод, а также снабдить электроэнергией мастерские подсобных цехов и осветить рабочий поселок. [c.176]

С открытием Туймазинского месторождения, а позднее девонской нефти, создается Октябрьская база на станции У руссу. Затем по мере освоения новых месторождений были созданы Аксаковская, Арланская < Нефтекамская) и Уршакская базы. [c.180]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология