Мухановское месторождение

Это достаточно четко прослеживается на примере Отрадненского нефтестабилизационного завода, на котором производится комплексная обработка девонской нефти Мухановского месторождения. [c.62]

Рис. 2. Схема обезвоживания угленосной и девонской нефти Мухановского месторождения без нагревания эмульсии.

Расход реагентов, полученных по данному регламенту, и затраты на подготовку 1 т девонской нефти Мухановского месторождения при применении различных реагентов приведены в табл. 3 (лабораторные данные). [c.175]

Полученные результаты лабораторных исследований были проверены в промысловых условиях при обезвоживании нефтяных эмульсий девонских и угленосных нефтей Мухановского месторождения. [c.203]

Несоответствие этих объяснений реальным условиям и противоречивость их можно показать на примере нефтепроявлений при бурении СКВ. 402 Мухановского месторождения. Обычно в промысловой документации нефтегазопроявления отмечаются лишь как имевшие место факты. В скв. 402 процесс нефтепроявления изучался специально. Эта скважина бурилась с промывкой глинистым раствором плотностью 1,27—1,29 г/см . При глубине забоя 2542 м бурение было приостановлено для проведения каротажа. Скважина простаивала 36 ч. Продуктивные нефтеносные пласты нижнего карбона залегают на глубине 2150—2250 м. Давление от столба раствора на уровне пластов было на 3,5—4,5 МПа выше пластового давления в залежах. После каротажа бурение и промывка скважины были возобновлены. [c.48]

Как видно, результаты исследования нефтепроявления пластов по СКВ. 402 Мухановского месторождения исключают возможность объяснения их всеми указанными выше причинами. Накопление нефти в стволе произошло во время простоя, когда не было движения раствора. До прекращения бурения и после простоя содержание нефти в растворе было менее одного процента. Забой скважины был на 300 м ниже нефтяных пластов, и поршневого действия инструмента на пласты также не было. Иначе на индикаторе веса фиксировался бы вес не только инструмента, но и всего столба раствора. По этой же причине в растворе не было остаточной нефти из выбуренной породы. Кроме того, из всей толщи нефтяных пластов (100 м) было выбурено 30—35 м породы, которые содержали всего 5—7 м нефти и могли дать остаточной нефти не более 1,5 м . [c.49]

Рис, 13. Интегральные кривые распределения проницаемости по пластам второго объекта Мухановского месторождения [c.79]

Рис. 14. Кривая распределения скоростей по толщине второго объекта Мухановского месторождения

Условия залегания нефтяных пластов характеризуются в целом увеличением пластовых давлений и температур с ростом глубины залегания продуктивных горизонтов. При этом давление достигает 32,9 МПа, а температура меняется в диапазоне 18—74° С. Физические параметры в основном закономерно меняются от горизонта к горизонту в соответствии с изменением пластового давления и температуры. Закономерность эта существенно нарушается лишь значениями физических параметров нефти пласта Д1, для которого свойственны максимальные для Мухановского месторождения значения давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента и коэффициента растворимости газа, а также минимальная плотность нефти. В целом же параметры нефти горизонтов карбона несущественно отличаются от средней нефти, в то время как для девонских нефтей характерны высокие значения давления насыщения и газосодержания, коэффициентов усадки и растворимости газа, а также низкие плотность и вязкость нефти. [c.279]

В подавляющем большинстве дегазированные нефти Мухановского месторождения сернистые (класс II), парафиновые (вид Пг). Нефть пермского горизонта высокосернистая (класс III). Нефти турнейского яруса высокопарафиновые (вид Пз), сернистые (класс II). [c.279]

Определенную роль в изменении свойств глинистых покрышек играет геологическое время, что было показано А.А. Хани-ным и др. При сравнении однотипных, но разновозрастных глин девона, глин Волго-Урала и мезозойских глин Предкавказья, залегающих на одних и тех же глубинах, оказалось, что геологическое время действия нагрузки имеет большое значение. Глины среднего-верхнего девона в разрезе Мухановского месторождения в Волго-Уральской нефтеносной области на глубине около 3 км имеют плотность примерно 2,69 г/см , в то время как глинистые [c.287]

Мухановское месторождение. Нефти сернистые (класс II), парафиновые (вид Пз). Нефть пермского горизонта — высокосернистая (класс III), турнейского яруса — высокопарафиновая (вид Пз). [c.261]

Новокуйбышевский НПЗ перерабатывает смесь нефтей Туймазинского, Чапаевского, Бавлинского, Зольненского, Покровского и Мухановского месторождений. При этом компоненты нефтей систематически меняются качественно и количественно, т. е. меняются и данные каждой нефти и наименование самих нефтей, входящих в смесь. Общая характеристика перерабатываемых сырых нефтей приведена в табл. 4. [c.7]

Девонская нефть Мухановского месторождения была принята в емкости завода в количестве 22000 г и переработана, минуя ЭЛОУ (так как содержание солей в этой нефти было на уровне 60—150 мг л, на установках АВТ. [c.161]

В СССР полимерное заводнение испытывали на месторождейиях Куйбышевской области (. ухановское и Орлянское), Башкирии (Арланское), Татарин (Ромашкинское), в Западном Казахстане (Каражанбас) и некоторых других. Первая небольшая опытная закачка раствора полиакриламида в одну нагнетательную скважину с целью отработки техники его приготовления проводилась в 1965 г. на Мухановском месторождении. [c.126]

Мазуты после отгона фракции до 350°, кроме нефтей Шкапоо-ского и Мухановского месторождений, имеют высокую смолистость, значительное содержание сернистых соединений и высокую температуру застывания. При переработке этих мазутов на установках термического крекинга выход бензина достигает 23 —25% иа мазут. После извлечения из мазутов 3—вакуумного газойля выход бензина термического крекинга снижается до 18—21%. [c.13]

Исследования проводились при температуре окружающего воздуха (20— 25° С), при атмосферном давлении, на углениспол нефти Мухановского месторождения, физ ико-химическая характеристика которой приведена в табл. 1. [c.70]

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]

В качестве примера можно рассмотреть результаты заводнения Первого пласта кунгурского яруса Мухановского месторождения. Залежь разрабатывается с 1947 г. Проницаемость пласта по керну не более 0,03—0,05 мкм2, по промысловым данным 0,2—0,25 мкм . Вязкость нефти 3—5 мПа-с. На залежи пробурено более [c.55]

Другим наглядным подтверждением избирательного характера движения жидкости в макронеоднородных пластах может служить сопоставление интегральных кривых распределения проницаемости второго объекта нижнего карбона Мухановского месторождения н скорости притока л<пдкости по толщине объекта, построенной на основе исследований профиля притока скважинными деби-томерами (рис. 13, 14). Как видно из рис. 13, только 60% объема залежей объекта обладают проницаемостью меньше средней проницаемости Р (к) при к(кср 1. Тогда как по интегральной кривой распределения скоростей более 80% толщины объекта имеет скорость расхода жидкости меньше средней скорости. Это свидетельствует о том, что неоднородность объема залежей объекта по проницаемости значительно выше неоднородности толщины объекта по скорости притока жидкости, а следовательно, и по фильтрационным сопротивлениям слоев. [c.80]

Ковалева О.В., Калери Н.Б., Меренкова Н.В. Изучение характера вытеснения нефти по пласту С Мухановского месторождения / Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западного Казахстана. - Куйбышев, 1988.-С. 99-112. [c.177]

Мухановское месторождение, открытое в 1946 г., является одним из наиболее крупных, приуроченных к осевой части Жигулевской дислокации. По кровле пашийских слоев — это асимметричная брахиантиклинальная складка широтного простирания с крутым северным и пологим южным крыльями. В пределах ее обособляются три небольших купола — два собственно Мухановских и один, менее четко выраженный Черновский. [c.278]

I — нефть Мухановского месторождения (кунгур- ский ярус) 2 — то же. угленосная свита) 3 — нефть месторождения Зольный овраг (угленосная свита) 4 — нефть -месторождения Яблоневый овраг (угленосная вита) 5 — нефть место- >ождения Красноярка (артинский ярус). [c.272]

Продуктивная толща Мухановского месторождения представлена двумя главными объектами 1) девонскими терригенными пластами Д-1У, Д-П1, Д-П живетского яруса и пластом Д-1 пашийского горизонта и 2) нижнекаменноугольными терригенными пластами С-1У, С-1Н, С-Н радаевского горизонта и пластом С-1 бобриковского горизонта (эквивалент пласта Бг за пределами Мухановско-Ероховского прогиба). Третий объект — нефтяные пласты И и I кунгурского яруса и газоносный пласт КС казанского яруса — имеют подчиненное значение и уже давно закончены разработкой. [c.166]

Гидрогеологический разрез Мухановского месторождения характеризуется высокой степенью закрытости. Граница зоны активного водообмена проходит на глубине 200—250 м по кровле гидрохимиче-166 [c.166]

В текущем 1960 г. процент использования попутных и природных газов составит 66,5%, а в 1965 г. эта величина должна достигнуть 72%. Для переработки этих газов строится га-зобензиновый завод в районе Мухановского месторождения. [c.24]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология