Александровское месторождение

Состав газов залежей в зеленой свите и свите горячего ключа Александровского месторождения дан в табл. 139. [c.181]

Состав газов (%) Александровского месторождения [c.182]

Месторождение открыто в 1948 г., представляет собой пологое брахиантиклинальное поднятие, расположенное на Туймазинском валу юго-западнее Туймазинского поднятия. По пласту Дг оно имеет общий контур нефтеносности с Туймазинским месторождением. Кроме девонских отложений на Александровском месторождении нефтеносными являются песчаники бобриковского горизонта нижнего карбона. Нефть пласта Дх этого месторождения по свойствам почти не отличается от нефти Туймазинского месторождения (выше отмечено, что в пласте Дх они объединены в единую залежь). [c.205]

Первый промысловый эксперимент, осуществленный в 1966— 1978 гг. на Александровской площади Туймазинского месторождения доказал эффективность метода в промышленных у -ловиях. Начата закачка диоксида углерода на Радаевском (1984 г.), Козловском, Ольховском, Сергеевском и Елабужском (1986—1989 гг.) месторождениях. Источником диоксида углерода для перечисленных объектов служат побочная продукция и отходы химических и нефтехимических предприятий. Проведен выбор отдельных видов оборудования, арматуры и труб. [c.77]

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]

Дегазированная нефть Александровского месторождения (пласт Д1) парафиновая (вид Пз), смолистая, сернистая (класс II). Нефть бобриковского горизонта более тяжелая и вязкая, чем нефть пласта Дх, более смолистая, с высоким содержанием серы (класс III). [c.205]

Александровское месторождение. Нефть (пласт Дх) — сернистая (класс II), смолистая, парафиновая (вид П2). Нефть бобриковского горизонта — более тяжелая и вязкая, чем нефть пласта Дь с высоким содержанием серы (класс III), более смолистая. [c.249]

Анализ полученных результатов позволяет выявить общую тенденцию количество полярографической сульфидной серы возрастает с увеличением содержания общей серы в нефти. Характерно то, что по количеству сульфидной серы при приблизительно равном содержании общей девонские нефти Серафимовского, Туймазинского, Александровского месторождений содержат сульфидной серы меньше по сравнению с девонскими шкаповскими нефтями горизонтов ДJ и а для нефтей угленосной свиты северо-западного района и артинского яруса Ишимбайских площадей характерно наибольшее содержание сульфидной серы. Содержание сульфидной серы в процентах от общей относительно устойчиво и колеблется между 20 и 40%. [c.105]

Нефть из песчаников бобриковского горизонта нижнего карбона Александровской площади Туймазинского месторождения отобрана с забоя скв. 198. [c.36]

К этой группе месторождений относятся площади собственно Туймазинская, Александровская, Михайловская и Бакалинская. [c.41]

Бугульминского, Александровского и Шкаповского Д . И, наконец, третья группа охватывает большую часть месторождений, нефти которых являются высокосернистыми (содержание серы от 2 до 3% и выше). Сюда относятся нефти артинского яруса, верейского горизонта и угленосной свиты Ишимбайского, Северо-западного и Туймазинско-Александровского районов. [c.104]

В первые послевоенные годы вводятся в разработку такие крупные и высокопроизводительные месторождения, как Туймазинское, Серафимовское, Александровское, Бавлинское, Зольненское и др., в 1952 г. в промышленную разработку вступило Ромашкинское месторождение. На базе разработки крупнейших месторождений в первую очередь в Урало-Поволжье, а начиная с середины 60-х годов - в новых районах Западной Сибири, Мангышлака, Белоруссии, Удмуртии и других был обеспечен стремительный рост добычи нефти в стране. Этот период характеризовался как непрерывным совершенствованием разработки месторождений, так и улучшением техники и технологии эксплуатации нефтяных месторождений. [c.128]

Хотя Александровское месторождение находится в Татарской АССР, нефть этого месторождения по своей характеристике близка к туймазинско и перерабатывается вместе с ней, вследствие чего она рассматривается сов лестп.о с башкирскими нефтями. [c.18]

Образцы реагентов-деэмульгаторов опытных партий были испытаны в лабораторных условиях на естественных эмульсиях нефтей различных месторождений. Результаты испытаний приведены в табл. 6, из которой видно, что ряд образцов опытных партий одинаков или незначительно уступает по деэмульгирующей способности импортному реагенту-диссольвану и одинаковы или несколько превыщают по этому же показателю отечественные реагенты ОП-10 и ОЖК. Необходимо отметить, что оксиэтилированные этаноламиды кубовых жирных кислот более эффективны для угленосных нефтей (например, Александровской площади), чем для девонских (например, Мухановского месторождения), тогда как оксиэтилированные диэфиры кубовых жирных кислот и триэтаноламина — наоборот. [c.181]

Описанный способ был испытан в скважине. Испытания проводились осенью 1966 и зимой 1967 гг. в скв. 1134 на Александровской площади Туймазинского нефтяного месторождения. Эта скважина совместно-раздельно дифференциальным насосом конструкции НПУ Туймазанефть эксплуатирует два горизонта нефтенасыщенный пласт бобриковского горизонта нижиего карбона и пласт Дз. Эта скважина выбрана по следующим соображениям. [c.53]

Вахское месторождение, открытое в 1965 г., приурочено к центральной части Александровского свода, представляет собой антиклинальную складку почти меридионального простирания. [c.562]

Александровская площадь находится на крайнем юго-востоке Татарской АССР, юго-западнее города Октябрьского. В тектоническом отношении месторождение представляет пологое брахиантиклинальное поднятие, расположенное на Туймазинском валу юго-западнее Туймазинского поднятия. [c.53]

Нефти подтипов Illa и III6 различаются между собой тем, что в составе некоторых из последних (Туймазинская, Серафимовская, Копей-Кубовская, Александровская) имеется растворенный сероводород (нефти северных районов, в частности, Арланского месторождения, лишены этого компонента). По остальным параметрам нефти этих двух подгрупп почти не отличаются между собой. Поэтому они обозначены одним номером III и разделены между собой лишь индексами а и б . Иными словами, эти нефти по свойствам составляют один тип и разделены на два подтипа при этом имелось в виду не столько различие их пО свойствам, сколько приуроченность их стратиграфически к различным горизонтам. [c.217]

Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Л 1ансийска на западе до Александровска на востоке. В этой области. выделяются два крупных положительных тектонических элемента — Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия — Салым-ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. К аптскому и барремскому ярусам пласты от A-I до A-XI, к готеривскому от Б-1 до B-VH и к валанжинскому пласты от Б-VHI до Б-ХХ. [c.382]

Несколько южнее, в 2 км от г. Александровска располагается АркоВ Ское месторождение, где разрабатываются длиннопламенные угли. Жирные угли находятся и добываются в Макарьевском месторождении. Высококачественные коксовые угли добываются в Октябрьском месторождении. В трех километрах восточнее Октябрьского месторождения располагается Медвежское месторождение с тощими неспекающимися углями. [c.114]

В северной части Углегорского района, примыкая к Александровскому району, располагается Бо шняковское месторождение газовых углей. Кроме того, в Усть-Бошня-ковском месторождении, расположенном поблизости, есть участок жирных углей. [c.114]

В нашей работе угли низкой стадии углефикации представлены различными бурыми углями, среди которых имеются малоуглефицирован-ные землистые бурые угли (бабаевский, александровский, югославский месторождения Креке-Босниен), полуматовые и матовые угли Подмосковного бассейна и Ангренского угольного района и высокообуглеро-женные блестящие бурые угли (челябинский и тавричанский). [c.108]

Учитывая необходимость снабжения НПЗ Восточной Сибири, Средней Азии, гг. Омска, Самары и Волгограда малосернистой нефтью, предполагается раздельно перекачивать сернистые и малосернистые нефти месторождений Западной Сибири, закрепив за ними особые нефтепроводы. Формирование потоков малосернистой нефти Западной Сибири намечается в районах севера Тюменской области, Самотлора и Красноленинска. Транспорт такой нефти на восток осуществляется по направлениям Александровское - Анжеро-Судженск - Иркутск и Усть-Балык - Омск. Оставшуюся часть таких нефтей г. Сургута намечено транспортировать по нефтепроводу Холмогоры - Клин до г. Перми с присоединением к ним в г. Конда нефтей из г. Красноленинска. Последующая перекачка осуществляется по нефтепроводам Пермь - Альметьевск, Альметьевск - Куйбышев 1, Куйбышев - Саратов - Кузьмичи для покрытия спроса НПЗ Среднего Поволжья. Смешение шаимских и красноленинских малосернистых нефтей намечается на НПС Конда. Далее они перекачиваются в смеси с малосернистыми западносибирскими нефтями по нефтепроводу Холмогоры - Клин. [c.350]

На юго-востоке в пределах Нижневартовского, Александровского и Межовского сводов установлены воды с минерализацией 35—55 г/л. Видимо, этот район протягивается севернее Вэнгапурского и Комсомольского месторождений, где из пород ачимовской толщи также получены рассолы с минерализацией до 52—56 г/л, в которых повышено содержание кальция (до 7—11%-экв) и брома (до 120 г/л) и снижено количество гидрокарбонат-иона и иода (не более 7 мг/л). Напротив, [c.319]

Рассматриваемое месторождение расположено примерно в центральной части Александровского свода и приурочено к Вах-скому, Болотному, Трайгородскому локальным поднятиям. Нефтяные залежи выявлены на глубинах 2180—2360 м в средне- и верх-пеюрских пластах, которые индексируются, как Юг и Юь Наличие твердых нефтяных битумов установлено при иоследовании керна из продуктивной части верхнеюрских отложений. [c.98]

Из нефтей Башкирии наиболее перспективными в отношении возможности получения масел являются девонские нефти Ту11ма-зинского, Александровского Серафимского и Шкаповского (горизонта Д у) месторождений, расположенных в западной части республики. Нефти восточных и северных месторождений Башкирии— введеновская, старо-казанковская, арланская, калтасынская. чекмагушская и др. представляют меньший интерес в этом отношении, так как по сравнению с нефтями западной части республики содержат значительно больше серы и смолистых веществ. [c.18]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология