Речицкое месторождение

Влияние объемного соотношения фаз и температуры на свойства обратных эмульсий, приготовленных с использованием нефти Речицкого месторождения, было исследовано в сравнении с эмульсиями на основе дизельного топлива [5]. [c.94]

Авторами оценено влияние объемного содержания фаз и состава углеводородной среды обратных эмульсий на такой важный технологический показатель, как температура их вспышки (ТВ). Установлено, что ТВ эмульсий, приготовленных на основе нефти, например, Речицкого месторождения, на 24-34 С превышает ТВ самой нефти, даже при получении эмульсий в течение 5 мин в условиях, практически исключающих потерю ее легких фракций. Отмечено также существенное увеличение ТВ с ростом объемного водосодержания эмульсий, особенно выше 50 % (табл. 23). [c.97]

Для этого в СКВ. 6 и СКВ. 8 Речицкого месторождения закачивали по 400 м таких эмульсий, что составляло 0,02 % нефтенасыщенного объема обрабатываемых участков и соответствовало объему пустот высокопроницаемых пропластков. Вязкость эмульсий в пластовых условиях равнялась 600 и 800 мПа С для скв. 6 и скв. 8 соответственно. В результате по четырем оценочным скважинам обводненность продукции (в %) через 2 мес снизилась от 92, 80, 79 и 75 до 64, 42, 34 и 56 соответственно. Эффект начал проявляться через 15 сут и достиг максимального значения через 2 мес. Дополнительная добыча нефти из скв. 6 и скв. 8 составила 4 и 7 тыс. т соответственно. [c.215]

Пластовые нефти Речицкого месторождения, исследованные по пробам из двух скважин подсолевых и из одной скважины межсолевых отложений, находятся в зоне высоких пластовых давлений. Нефти подсолевых отложений (пласт Д-ПС) имеют большие значения давления насыщения, газового фактора, объемного коэффициента, чем нефти межсолевых отложений (пласт Д-МС). Плотность же и вязкость последних больше. [c.364]

Растворенный в нефтях Речицкого месторождения газ жирный, с большим количеством пропан-бутановых фракций. [c.365]

Дегазированные нефти Речицкого месторождения легкие, довольно вязкие, смолистые высокопарафиновые (вид Пз). Нефть пласта Д-ПС малосернистая (класс I), а нефть пласта Д-МС — сернистая (класс И). [c.365]

Растворенные в нефти газы пластов Дщ-ПС и Д1-МС Осташковичского месторождения мало различаются между собой по компонентному составу и близки к нефтяным газам Речицкого месторождения. Они очень жирные, содержание гомологов метана 43,9—53,3%. В составе газа в незначительных количествах присутствуют углекислый газ и азот. [c.366]

Распределение алканов в прямогонном бензине нефти Речицкого месторождения и в бензинах, полученных из фракции выше 150° С той же нефти [c.179]

Асфальтово-смолистые фракции Речицкого месторождения также показывают противоположные результаты для двух различных скважин смолы и асфальтены нефти из скв. 134 показывают относительно высокое содержание кислородсодержащих соединений и низкое содержание парафинов, а из СКВ. 136, наоборот, низкий процент кислородсодержащих соединений и относительно много парафинов. [c.139]

Физико-химическая характеристика нефтей Речицкого месторождения [c.9]

Характеристика керосиновых дистиллятов (фракция 150—280 °С, Речицкое месторождение) [c.28]

Таблица 24 Характеристика фракций дизельного топлива (Речицкое месторождение)

Характеристика базовых дистиллятных масел (фракция 350—450 °С, скв. 36, Речицкое месторождение) [c.40]

Рис. 8. Фракция 350—450°С (скв. 36, Речицкое месторождение) 1 — плотность при 20 °С 2 —показатель преломления при 20 °С 3 — кинематическая вязкость при 50 °С 4 — кинематическая вяз--кость при 100 °С 5 — температура застывания

Характеристика остаточных базовых масел (остаток > 450 °С, скв. Зв, Речицкое месторождение) [c.53]

Анализ сжиженного газа и фракции 28—50°С проводился на хроматографе Хром-3 при температуре 30 °С и давлении газа-носителя (азота), равном 0,4 ат. Разделение проводили на медной капиллярной колонке длиной 100 м н внутренним диаметром 0,25 мм со скваланом в качестве неподвижной жидкой фазы. В качестве примера на рис. 26 и 27 приведены хроматограммы сжиженного газа и фракции 28—50 °С одной из нефтей Речицкого месторождения. [c.74]

В легких фракциях осташковичских нефтей заметно более высокое содержание (примерно на 2—3 вес.% в расчете на фракцию) ароматических углеводородов и шестичленных нафтенов по сравнению с аналогичными фракциями нефтей Речицкого месторождения [c.87]

Индивидуальные ароматические углеводороды во фракции 125—150 С нефтей Речицкого месторождения, вес. % [c.99]

Индивидуальный состав бензиновых фракций, выкипающих до 150 °С, нефтей Речицкого месторождений, вес. % [c.114]

Содержание парафиновых углеводородов нормального и разветвленного строения во фракции н. к. — 150 С нефтей Речицкого месторождения (вес. % на нефть) [c.136]

Относительный состав иэо-парафинов во фракции и. к.—150°С нефтей Речицкого месторождения, вес. [c.138]

Распределение углеводородов состава С5 — Сю в бензиновых фракциях нефтей Речицкого месторождения по молекулярному весу, вес. % на нефть [c.144]

Отношение одинаково построенных циклогексановых углеводородов к ароматическим во фракции н. к.—150 °С нефтей Речицкого месторождения [c.152]

Данный метод был опробирован в 1988 г. на межсолевой залежи нефти УП1 пачки задонского горизонта Речицкого месторождения. Пласты представлены известняками и доломитами. Тип коллектора каверновопорово-трещинный. Нефтенасыщенность 76,8%, проницаемость изменяется в широких пределах от 0,01 до 73,8 10 мкм . Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 58 м, расчлененность 3,8. Пластовая температура 53 °С. Вязкость пластовой нефти 7,3 мПа с. [c.97]

Подобные работы были вР шолнены на семи скважинах Леляковского месторождения ПО "Укрнефти", на- шести скважинах Речицкого месторождения и на двух скважинах Осташковичского месторождения ПО "Белоруснефть", которые также свидетельствуют о высокой эффективности этого способа НКО (табл. 56). [c.188]

В ПО "Белоруснефть" использовали закачку обратной эмульсии на основе нефти Речицкого месторождения и пластовой минерализованной воды, стабилизированную 3<% ЭС-2, с объемным соотношением фаз 1 1 в целях постановки водоизоляционных экранов в добывающих скважинах [14]. [c.215]

Речицкое месторождение, открытое в 1964 г., расположено в восточной части Речицко-Вишанской зоны поднятий. [c.364]

Месторождения тяжелых нефтей расположены в Казахской, Таджикской и Узбекской ССР, Коми, Удмуртской, Башкирской, Татарской АССР, Куйбышевской, Оренбургской, Пермской, Тюменской и Сахалинской областях [1—3]. Большинство из них из-за высокого содержания серы, отсутствия или малого количества бензиновых фракций, неудовлетворительной характеристики масляных фракций и высокой коксуемости используются в нефтеперерабатывающей промышленности в незначительном объеме, а нефти некоторых скважин служат для удовлетворения нужд местной топливной промышленности. Работы по применению сырых тяжелых нефтей в дорожном строительстве проводились давно. Так, в конце сороковых годов в Узбекистане для устройства гравийных покрытий и укрепления связных грунтов использовали тяжелые смолистые джаркурганские нефти. В Белоруссии укрепляли супеси и пески смесью нефти Речицкого месторождения с карбамидной смолой. На Украине гравийно-песчаные смеси пропитывали нефтями Бориславского и Надворнянского месторождений [4]. [c.6]

Следующая серия опытов была ориентирована на выяснение характера и направления изменений смол из нефтей под воздействием повышенных температур. В качестве исходного продукта были взяты фракции бензольных и хлороформенных смол, выделенные при фракционировании смол из нефтей Речицкого месторождения (скв. 44, глубины 1933-2018 и 2081-2115 м). Условия опытов бьши теми же, как и при изучении изменения углеводородов. По окончании каждого опыта изучаемый исходный продукт подвергался фракционированию по принятой для изучения асфальтово-смолистых веществ методике, и полученные фракции исследовались с помощью спектрофотометрии в видимой области спектра. В продуктах изменения бензольных смол в качестве новообразований выделены петролейно-эфирные, хлороформенные, спиртобензольные смолы, асфальтены и вещества, соосажденные с асфальтенами. [c.55]

Характери тика a t fo>tliыx азовЫх Масел (остато [ >450° , скв, 40, Речицкое месторождение) [c.54]

Рис. 35. Диаграмма распределения пятичленных нафтенов во фракции Н.К.—150°С нефтей Речицкого месторождения а—межсолевые отложения, 1—СКВ. 8, 2—скв. 36 б—подсолевые отложения, I— СКВ. 40, 2—СКВ. 42 А—циклопентан Б—метилциклопентан В—диме-тилциклопентаны Г—этилциклопентаны Д—триметилциклопентаны Е — метилэтилциклопентаны Ж — пропилциклопентаны 3—тетраме-тилциклопептаны И — диметилэтилциклопентаны К — метилпропил-цнклопеитаны Л — бутилциклопентаны М — диэтилциклопентаны

Рис. 38. Диаграмма распределения шестичленных нафтенов во фракции Н.К.—150°С нефтей Речицкого месторождения а—межсолевые отложения, 1—СКВ. 8, 2—скв. 36 б—подсолевые отложения, 1— СКВ. 40, 2—СКВ. 42 Л—циклогексан Б—метилциклогексан В—диметилциклогексан Г—этилциклогексаны Д—триметилциклогексаны —метилэтилциклогексаны Ж—тетраметилциклогексаны

Интересно отметить тот факт, что ароматические углеводороды, содержащиеся во фракции н.к. — 200 °С нефтей Осташковичского месторождения, представлены преимущественно одно- и двухзамещенными производными, в то время как в аналогичных фракциях нефтей Речицкого месторождения преобладают двух- и трехза-мещенные гомологи бензола. Из табл. 90 видно, что во фракции 150—200 °С давыдовских нефтей содержание гомологов бензола составляет 19—19,7 /о, а в аналогичных фракциях вишанских нефтей — от 13,2 до 16,5%-Из углеводородов, содержащихся во фракции 150— 200 °С давыдовских нефтей в заметном количестве, следует отметить 1,2,4-триметилбензол (3—4%) 1,2,3-три-метилбензол (1,8—2,5%) 1,2,3,5-тетраметилбензол (0,6—1,6%) и 1,2,3,4-тетрагидронафталин с 1,4-диметил-2-пропилбензолом (1,8—2,3%)- В аналогичной фракции вишанскйх нефтей в заметных количествах содержится 1,2,4-триметилбензол (2,5—3,1%) и 1,2,3-триметилбен-зол (1,2%). Фракции 150—200°С вишанских нефтей по сравнению с давыдовскими несколько богаче более легкими ароматическими углеводородами. Например, 1-метил-3-этилбензола во фракции 150—200 °С нефтей Вишанского месторождения содержится 0,6—1,2%, а в нефтях Давыдовского месторождения — около 0,4— 0,9%. Если сравнить содержание ароматических углеводородов в широкой фракции (н.к.—200 °С) нефтей обоих месторождений (см. табл. 93), то заметно несколько большее содержание ароматических углеводородов в указанной фракции давыдовских нефтей (на 1—2 вес.%). Различие в содержании ароматических углеводородов оказывает определенное влияние на детонационную стойкость прямогонных бензиновых фракций. Например, октановые числа фракций н.к.—200 °С, полученных из нефтей Давыдовского месторождения (скв. 1,13), равны соответственно 55,2 и 51,6, в то время как аналогичные фракции, выделенные из вишанских неф- [c.179]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология