Сургутское месторождение

В продуктах гидролиза концентратов, выделенных из нефти Западно-Сургутского месторождения (Западная Сибирь), преобладают глицин и глутаминовая кислота, а в наименьших количествах содержится треонин. Количественное распределение связанных аминокислот в этой нефти и в отдельных ее фракциях приведено и табл. 4.10. [c.134]

На Южно-Сургутском месторождении решение об опытно-про-мышленных испытаниях реагента ИПС-2 было принято в связи с отсутствием какого-либо эффективного импортного или отечественного реагента или другого современного способа защиты оборудования, а также в силу необходимости более четко определить критерии и границу применения реагентов ИПС. [c.197]

В пользу такого предположения говорят следующие обстоятельства. Нефтяные месторождения Западной Сибири разрабатываются в условиях, значительно отличающихся от условий месторождений в Урало-Волжской нефтеносной провинции, на опыге эксплуатации которых получены вышеописанные закономерности. В разрезе большинство нефтяных месторождений Западной Сибири залегают в мерзлой толще пород, которые прослеживаются в интервале от 100 до 400 м, а иногда до 700 м. Присутствие мерзлых пород ухудшает температурный режим скважины и приводит к различным аномалиям, в том числе и в расположении зоны максимальных отложений. Так, при исследовании одной из скважин на Западно-Сургутском месторождении профиль отложений парафина по стволу скважины показал максимальную толщину в интервале 450-600 м /21/. [c.151]

Данные о качественном и количественном составе МП, содержащихся в добываемой и остаточной нефтях, имеют первостепенное значение и необходимы для успешного решения вопросов рационального освоения месторождений, выбора и обоснования конкретного третичного метода воздействия на пласт с целью интенсификации нефтедобычи и увеличения нефтеотдачи. В результате исследований установлено, что в добываемых нефтях Арланского, Ишимбайского,-Уршакского и Южно-Сургутского месторождений есть и von, и Nin, в остаточных нефтях Арланского, Ромашкинского и Ишимбайского месторождений присутствуют только VOn [87,88]. Содержание и типы МП в нефти представлены в табл.29. [c.97]

Рис. 51. Карта реологического состояния эмульсин пласта Западно-Сургутского месторождения.

Подводя итоги изложенному, заметим, что при опытнопромышленном испытании метода заводнения с ПАВ на Арланском месторождении, так же как и на Ромашкинском, Самотлорском и Западно-Сургутском месторождениях, установлены значительные потери НПАВ в пласте. Кроме того, имеются определенные трудности в оценке технологической эффективности. [c.96]

Западно-Сургутского месторождения 0,32 14.5 [c.31]

Кроме термодинамических условий, на фазовое состояние смеси влияет компонентный состав газа. Поэтому в процессе исследований отбирались пробы газа на хроматографический анализ. Параметры работы системы сбора и транспорта и места их замеров приведены в табл. 9. Углеводородный состав позволяет оценить качественные изменения в газе при его движении по газопроводу <табл. 10). Так, при прохождении газа Западно-Сургутского месторождения через газосепаратор содержание в нем тяжелых углеводородов (Сз+в) уменьшается с 0,222 до 0,203 кг/м . При входе этого газа на КС плотность его значительно уменьшается за счет конденсации тяжелых углеводородов в сборном газопроводе, так как в среднем из каждого м газа выпадает в конденсат около 0,03—0,04 кг углеводородов Сз + в. [c.32]

Рис. 33. Относительное изменение О бъема таза при растворении его в нефти Восточно-Сургутского месторождения в зависимости от создаваемого давления р

Пример. Рассмотрим совместную работу центробежного насоса 5МС-10 и промыслового трубопровода длиной 23 км, диаметром 219 мм при перекачке нефти Западно-Сургутского месторождения, вязкость которой в дегазированном состоянии (Гр=0) при температуре 13 °С равна 85-Ю- м /с, а плотность 868 кг/м . Газонасыщенная нефть (Гр=3 mVm ) при той же температуре имеет вязкость 57-10-6 м с, а плотность 864 кг/м . Разница отметок начала и конца трубопровода равна 15 м. [c.135]

Повышенное содержание тиофенов в тяжелых нефтях можно было бы объяснить отсутствием легких фракций, содержащих много сульфидов. Однако в нефтях, где есть сульфиды в легких фракциях, они также присутствуют и в тяжелых. Так, по данным Н.К. Ляпиной, в масляных фракциях нефтей Западно-Сургутского месторождения содержание сульфидов и тиофенов примерно одинаково. [c.76]

ЗАПАДНО-СУРГУТСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.542]

Западно-Сургутское месторождение, открытое в 1962 г., представляет собой антиклинальную складку почти меридионального простирания (с небольшим отклонением на северо-восток). Небольшими прогибами складка отделена от расположенных севернее и северо-восточнее Вершинного и Северо-Сургутского месторождений. Месторождение многопластовое. [c.542]

Дегазированные нефти Западно-Сургутского месторождения смолистые, сернистые и высокосернистые (классы II и III), парафиновые (вид Пг.), имеют плотность и вязкость, близкие к средним значениям. [c.542]

Таблица 4.6. Изотопный состав углерода нефтей Западно-Сургутского месторождения и входящих в них ванадилпорфиринов по различным скважинам

Начальные эксперименты были проведены для образца конденсата ГК-16, представляющего собой среднестатистический стабильный газовый конденсат Карачаганакского месторождения. Результаты совместной перегонки конденсатонефтяных смесей Карачаганакского месторождения представлены в табл. 8.2 и 8.3. Аналогичные эксперименты проводились для смеси конденсата Уренгойского месторождения, поступающего на Сургутский завод стабилизации моторных топлив и нефти Сургутского месторождения. Результаты экспериментов приведены в табл. 8.9. [c.197]

Западно-Сургутское месторождение (Западная Сибирь) 57 1,3 44 1,4. Ю 3 37 [c.122]

Западно-Сургутское месторождение. Нефти средней вязкости и плотности. [c.243]

Рис. 83. Хроматограмма насыщенных УВ фракции нефти Сургутского месторождения, выкипающей при 200—400 °С.

Исследование изотопного состава углерода проведено для нефти Западно-Сургутского месторождения, скв. 160, состав ванадилпорфиринов которой детально изучен, в том числе и по содержащимся в их концентратах производным. Параллельна изучали изотопный состав углерода нефти и ванадилпорфиринов других скважин этого месторождения (табл. 4.6). [c.366]

В центральной части Сургутского свода в десяти километрах к северо-востоку от разрабатываемого Западно-Сургутского месторождения открыто Федоровское нефтегазовое месторождение, промышленная разведка которого закончена. Однако данные подсчета запасов, выполненного в Главтюменгеологии по комплексу пластов АС4-9, содержащих нефть в оторочках (подгазовых зонах), погребенную нефть в газовых шапках и конденсатный газ, не принимаются ГКЗ в связи с неясностью кондиций подгазовой нефти и нерешенностью вопроса о возможностях разработки таких залежей. [c.179]

Промысловые опыты по закачке раствора ОКМ. Растворы ПАВ в Западной Сибири применяют на Самотлорском, Усть-Балыкском, Правдпн-ском, Ватинском, Западно-Сургутском и других месторождениях. Масштабы применения относительно невелики. Испытывали дисолван, прокса-мин, ОП-7, ОКМ и др. Наиболее эффективным оказался реагент ОКМ — полиоксиэтиленовое производное легких таловых масел с содержанием полиоксиэтилена от 55 до 65 %. Результаты обработки нагнетательных скважин Западно-Сургутского месторождения (пласт БСю) растворами ОКМ приведены ниже. [c.94]

Из рассмотрения этих данных выяснилось, что для исследованных нефтей значения барических градиентов меняются от 4,51 10 до 8,5-10 г/см - иГ(см . Минимальное значение относится к нефти пласта БХ Западно-Сургутского месторождения и максимальное — к нефти пласта БУШ Мегионского месторождения, Указанные величины различаются между собой в 1,88 раза, что значительно превышает отмеченное выше различие в значениях плотности исследованных нефтей. Следовательно, по сравнению с плдтностью пластовых нефтей барический градиент этого свойства является более чувствительным параметром. Это обстоятельство может иметь существенное значение при изучении закономерностей изменения свойств нефтей в естественных условиях. Поэтому остановимся на этом параметре дополнительно, [c.28]

Вначале были рассчитаны значения коэффициентов, входящих в уравнение (5). Из их рассмотрения выяснилось, что для разных нефтей коэффициенты уравнения (5) различаются между собой по численным значениям. Это можно показать на следующих примерах. Для нефти пласта БХ Западно-Сургутского месторождения коэффициент р равен 5,85- 10 , а для нефти пласта П Тетерево-Мартымьин-ского месторождения — 7,00 X Х10-, т. е. вторая величина превосходит первую на 19,7. [c.31]

Из данных, рассмотренных выше, видно, что введение в газовые конденсаты нефтей позволяет существенно изменить выход и качество дистиллятных фракций при перегонке конденсатонефтяных смесей. При этом в сырьевых смесях в процессе их нагрева во время перегонки происходят сложные физико-химические превращения, оказывающие существенное влияние на результаты перегонки, в частности на выход дистиллятных фракций. Заключительным этапом этой серии экспериментов явилось изучение совместной перегонки смесей конденсатов Уренгойского и нефтей Сургутского месторождений. Предпосылкой к постановке подобных исследований явилась возможность совместной переработки на Сур1 утском ЗСК рассматриваемых смесей. При выборе испытуемых смесей предполагалось изменение выхода и качества светлых дистиллятов на Сургутском ЗСК и оценка возможности получения товарных компонентов топлив. Результаты перегонок представлены в табл. 8.9. Как видно из данных таблицы, добавление в газоконденсат нефти позволяет значительно увеличить выход светлых фракций при незначительном изменении их плотности и показателя преломления. Дальнейшие исследования в этом направлении описаны ниже. [c.204]

В рассматриваемом комплексе исследований изучались две сырьевые композиции, представляющие собой смеси двух образцов газового конденсата Уренгойского месторождения с нефтями Уренгойского и Сургутского месторождений. Разгонка исходных конденсатонефтяных смесей проводилась на аппарате АРН-2 с отбором фракций, выкипающих до 200°С. [c.226]

В качестве примера на рис. 51 приведена карта [62] реологического состояния эмульсии из пласта Bi Запад-но-Сургутского месторождения. По оси абсцисс отложены. чначения градиентов скорости, по оси ординат — температура. Линиями одинаковой концентрации эмульсии поле графика разбито на три зоны / — зона переменных реологических параметров, // — ньютоновская зона, III — бингамовская зона. Для установления принадлежности эмульсии к тем или иным жидкостям при перекачке по трубопроводам необходимо определить градиент скорости и знать температуру потока, затем провести через известные значения градиента скорости и температуры перпендикуляры к осям координат. Точки пересечения перпендикуляров определят зону, к которой относится данная эмульсия. [c.113]

Сургутское месторождение, открытое в 1965 г., приурочено к Сидоровскому выступу кристаллического фундамента, который осложняет северо-восточное окончание крупного тектонического элемента Жигулевского свода. Структура месторождения представляет собой асимметрич- [c.254]

Поскольку длительность пребывания различных компонентов в колонке при соблюдении постоянными всех указанных выше режимов будет зависеть только от давления иа входе, то рекомендуется этот параметр подбирать в соответствии с диаметром колонки, ее длиной и количеством адсорбированной жидкой фазы. Дv я любой колонки путем изменения давления на входе можно добиться того, чтобы н-ундекан выходил через 100 мин ( 2 мин) при начальной температуре анализа 50 °С и скорости подъема ее 1 °С/мин. Соответственно н-декап должен элюироваться при 130 ( 2), н-нонан— при ПО °С (+2 °С). При разработке методики на колонке длиной 100, диаметром 0,5 мм это давление составляло 0,45— 0,5 кгс/см . Газ-носитель — водород. Хроматограмма насыщенных УВ (рис. 79) во фракции НК—200 °С нефти Сургутского месторождения (Западная Сибирь) типична для большинства парафинистых нефтей палеозоя и мезозоя. [c.209]

Для нефти Сургутского месторождения в дублетных пиках первыми всюду указаны преобладающие компоненты. В нефти Ана-стасиевско-Троицкого месторождения пик 37 принадлежит 1,1,2-три-метилциклопеитану, 43 — в основном 1,1-дпметилциклогексану 58а — 3,3-диметилгептану, 71а — бицикло-(3,2,1)-октану 76 — 1,1,3,5-тетраметилциклогексану, цис. [c.212]

Рпс. 1.19. Гамма-спектр нефти Западно-Сургутского месторождения облучение интегральным потоком 1,15-10 н-см-2 детектор Се(Ы) коаксиальный (36 см ) разрешение 3 кэВ по линии Сз 661,6 кэВ время охлаждения 1 — 3 2 — 29 8 — 52 сут. приведенное время измерения 3100 с наблюдаемые изотопы 24Ка, К, Зс, Со, зре, гзе, Вг, [c.97]

Специально исследовали полярные зеленые пигменты ванадилпорфиринового концентрата для одной из ординарных нефтей (Западно-Сургутское месторождение, скв. 160), не имеющей каких-либо аномалий в количественном содержании или составе порфиринов и других показателях. Для этого из концентрата порфиринов на колонке с оксидом алюминия отделяли самую полярную фракцию буро-зеленого цвета и с поглощением в области 590—600 нм, что характерно для зеленых полярных пигментов, [99] и использовано для детектирования их присутствия в элюатах. Выделенные фракции дополнительно очищали на колонке с кремниевой кислотой и силикагелем, пропитанным ацетонитрилом. Окончательную очистку и выделение соединений зеленого цвета с сильным поглощением при 495 нм проводили методом препаративной ТСХ. В результате получили две несколько различающиеся по хроматографической подвижности фракции ярко-зеленого цвета, имеющие в электронном спектре интенсивную полосу при 595 нм (рис. 4.15). [c.355]

Концентрат ванадилпорфиринов нефти (Западно-Сургутское месторождение, скв. 160) деметаллировали концентрированной серной кислотой и затем хроматографически разделяли на пять зон, характеризующихся различной подвижностью. Две наиболее подвижные зоны имеют красную окраску и этио-тип электронного спектра (табл. 4,3). Три нижние зоны имеют спектр ДФЭП-типа, причем самая полярная зона окрашена не в красный, а в коричнево-бурый цвет, и все полосы в ее электронном спектре смещены в длинноволновую сторону. [c.358]

ДМФА-экстракт (наиболее тщательно исследована нефть СКВ. 160 Западно-Сургутского месторождения) подвергали деасфальтизации пентаном в соответствии с методикой [12], и остаток после отделения асфальтенов разделяли хроматографически. Исходную сырую нефть, остаток после экстракции, ДМФА-экстракт, полярную фракцию асфальтенов, деасфальтизат, а также фракции его хроматографического разделения (см. схему) под- [c.361]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология