Самотлорское месторождение

Рис. 104. Зависимость свойств пластовой нефти от давления. Самотлорское месторождение

Основными объектами разработки Самотлорского месторождения являются пласты AB и АВ 2-з Особенности геологического строения нефтяных пластов Самотлорского месторождения таковы, что стали определяющей основой разработки указанных объектов и возникающих при этом осложнений. [c.178]

Рис. 10. Реологические кривые нефтей Самотлорского месторождения (температура 4-5° С).

Наличие остаточной нефти выше газонефтяного контакта (ГНК) на Федоровском (так же, как и на Самотлорском) месторождении установлено по результатам испытаний скважин, анализам кернов, а главное — путем интерпретации разного тппа каротажа. По керновым данным, содержание остаточной нефти составляет 20%, а по отдельным образцам — до 28% порового объема. Геофизическими исследованиями скважин нефтенасыщенность в газовой зоне определена как разность 5н=5нг—5г, где величина газонасыщенности устанавливалась по результатам повторного нейтронного каротажа, выполненного после расформирования зоны проникновения (табл.14). [c.180]

Реагент ИПС-1 к (кубовые остатки производства бутиловых спиртов, РПС-67) применяли на Мамонтовском и Федоровском месторождениях, ИПС-2 — на Южно-Сургутском, Правдинском, Самотлорском месторождениях. [c.197]

Однако приведенная технология не во всех случаях обеспечивает высокий уровень защиты. Например, на Самотлорском месторождении эффективность защитного действия ингибитора Север-1 не превышала 70 %. В связи с этим на магистральном водоводе бьша проведена отработка метода пробковой закачки ингибитора по четырем вариантам технологии. [c.161]

На рис. 10 представлены реологические кривые безводных нефтей Самотлорского месторождения в координатах градиент скорости йи йг — касательные напряжения т. Кривые сняты при + 5°С. [c.36]

Структурно-групповой состав низкомолекулярных азотистых оснований нефтей Самотлорского месторождения, по данным масс-спектрального анализа [10] [c.34]

Для выяснения причин изменения качества поступающего на завод сырья были проведены промысловые исследования режимов работы первоочередного участка газопровода (диаметром 1020 мм, длиной 36 км), по которому осуществлялся бескомпрессорный транспорт нефтяного газа первой ступени сепарации с Самотлорского месторождения на Нижневартовской ГПЗ. Газопровод проложен в основном по поверхности земли с обваловкой торфом на высоту 0,8 м над верхней образующей отрубы. Давление в начале газопровода составляло 0,5—0,6 МПа. Начальная температура газа 35—38 °С. В результате исследований установлено, что за счет теплообмена с окружающей средой температура газа близка к температуре грунта. При указанных режимах работы газопровода образования кристаллогидратов не наблюдалось. Падение температуры в газопроводе при незначительном изменении давления приводит к интенсивному выпаданию конденсата. Выпадающий конденсат увеличивает гидравлические сопротивления. Именно поэтому на начальном участке газопровода коэффициент гидравлических сопротивлений в 2,5 раза больше, чем на остальных участках. [c.30]

Схема 3. Применение реагентов ТСЭ и ТСМ на добывающих скважинах Самотлорского месторождения. Характеристика объекта приведена ниже. [c.68]

Самотлорского месторождения в зависимости от давления [c.111]

Подтверждается это предположение характером распределения нефтей группы А в пластах Самотлорского месторождения. Обычно процессы биодеградации нефтей на многопластовом месторождении начинаются с неглубоко залегающих залежей. Самотлорское месторождение являет собой редкий случай, когда вышележащие нефти (пласты АВ ) [c.19]

Изменение величины отношений V/Ni, V/Fe и других не является следствием изменения содержания асфальто-смолистых веществ в нефтях под влиянием тех или иных факторов (см. табл. 31, 32). В асфальтенах нефти Русского месторождения по сравнению с Самотлорским месторождением содержание ванадия почти на порядок меньше, а железа на порядок больше, количество никеля увеличивается в 1,5 раза. Вследствие этого V/Ni, V/Fe как в асфальтенах, так и в нефтях резко различаются. Для Русского месторождения V/Ni < 1, для Самотлорского > 1. Две эти нефти — типичные представители двух различающихся по генезису нефтей. Величина S/N нефти Русского месторождения указывает на то, что она образовалась из ОВ, накопление которого происходило в слабовосстановительной или даже окислительной обстановке. И наоборот, нефть Самотлорского месторождения образовалась из ОВ, фоссилизация которого протекала в восстановительной обстановке при активной сульфатредукции и осернении исходного ОВ. [c.108]

Результаты промысловых экспериментов на Самотлорском месторождении характеризуются высокой степенью снижения водопроницаемости, что выражается в снижении доли воды в добываемой продукции, но продолжительность эффекта в целом невелика (табл. 2.8). [c.63]

Варварское отношение к природе при освоении нефтяных месторождений. По различным причинам при добыче и транспортировке нефти в России часть сырья выливается прямо на земную поверхность и в водоемы. Только за 1988 г. при прорывах нефтепроводов на Самотлорском месторождении в озеро попало ПО тыс. т нефти. Известны случаи слива мазута и сырой нефти в Обь и другие главные водные артерии страны. [c.160]

Состав ПНГ Самотлорского месторождения [c.16]

Как видно из таблицы, в пластовой воде Самотлорского месторождения наряду с хлоридами в значительном количестве содержатся карбонаты и сульфаты, в то время как в воде Арланского месторождения их содержится немного, а в водеРомашкинского — карбонатыотстутствуют. [c.7]

Вместе с хлоридами в пластовой воде некоторых месторождений нефти могут содержаться значительные количества сульфатов и карбонатов. Как видно из табл. 1, в пластовой воде Ромашкинского и Арланско-го месторождений сульфаты и карбошты содержатся в незначительных количествах или их нет совсем. В воде Самотлорского месторождения содержится относительно большое количество карбонатов и значительно больше сульфатов, чем в водах Ромашкинского и Арланского месторождений. Такое различие в составе и минерализации пластовой воды значительно сказывается на устойчивости образующейся эмульсии и условиях обезвоживания и обессоливания этих нефтей. [c.8]

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕННЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ [c.178]

Исходя из геолого-физической характеристики Самотлорского месторождения, необходимо воздействие на нефть, оставшуюся в пласте в макромасштабе - за счет повышения охвата вытеснением нефти в пласте в микромас-илабе - за счет вытеснения рассеянной остаточной нефти. [c.179]

При рассмотрении этих данных видно, что выбранные для исследования нефти значительно различаются между собой по исследованным свойствам. Так, например, давление насыщения нефти пласта AI Советско-Соснинского месторождения оказалось равным 69,6 кГ/см , а нефти пласта AIV Самотлорского месторождения — 169,8 кГ1см , т. е. вторая величина превышает первую на 100,2 кГ/с.ц2, или на 144%. [c.48]

В настояшее время на нефтяных месторождениях применяют рааличные варианты однотрубного сбора нефти и газа - системы сбора Бароняна-Везирова, Гипровостокнефти, герметизированная система сбора ТатНИПИнефти, Западно-Сибирского и Самотлорского месторождения и другие. [c.22]

В качестве примера такой нефти можно привести месторождение Северный Рештан в Узбекской ССР. В этой нефти 83% выкипает до 300 °С. Большинство нефтей содержит в среднем 15—30% фракций до 200°С и 40—50% фракций, перегоняющихся до 300—350 °С. Потенциальное содержание светлых фракций (до 350°С) в нефти Самотлорского месторождения достигает 58%. Найдены и очень тяжелые нефти, почти не содержащие светлых фракций, а наоборот, богатые смолистыми веществами, попадающими при разгонке в гудрон. Так, начало кипения нефти Ярег-ского месторождения (Коми АССР) около 200°С, а до 300°С выкипает только 20%. [c.19]

На основании полученных экспериментальных данных определена степень химической деструкции НПАВ для различных месторождений в зависимости от действия пластовой воды, породы, температуры и давления. Из представленных в табл. 6 данных следует, что степень химической деструкции неонола АФ,-12 минимальна для условий Узеньского, Карамандыбасского, Жетыбайского месторождений, Восточно-Сулеевской и Сабанчинской площадей Ромашкинского месторождения и составляет 10-12%. Максимальная степень химической деструкции для условий Арланского, Западно-Сургутского, Мамонтовского и Самотлорского месторождений и Альметьевскои площади Ромашкинского месторождения составляет 35-45%. Для условий других месторождений эта [c.28]

При изучении закономерности размещения коллекторов пласта ABj Самотлорского месторождения нефти по литолого-петрографичес-ким и промыслово-геофизическим исследованиям P.A. Абдуллин, [c.96]

Рис. 123. Каверно- и цементо-граммы отдельных интервалов по СКВ. № 242 Самотлорского месторождения.

Метод активации вяжущего в мерных емкостях цементировочных агрегатов дает возможность также среднить плотность суспензии и довести ее до проектной величины до закачки в затрубное пространство. Это имеет большое практическое значение. На рис. 125 приведена часть диаграммы, снятой станцией контроля процесса цементирования по СКВ. № 393 Самотлорского месторождения. Анализируя процесс, нетрудно заметить влияние значительных колебаний удельного веса облегченного раствора при закачке в скважину на изменение давления при цементировании. Наибольшие значения отклонений по давлению соответствуют наибольшим колебаниям по плотности суспензии при постоянной производительности цементировочных агрегатов в интервале времени работы от 86 до 92 мин. С этим явлением, очевидно, н связано поглощение 13 тампонажного раствора во время цементирования СКВ. № 393. [c.259]

XIII—XVIII с толщиной пластов от 30 до 61 м при обводнении 93% фонда добывающих скважин текущая нефтеотдача составила всего 9% [29, 23], а на Самотлорском месторождении по основному пласту БВд коэффициент охвата заводнением при обводненности добываемой жидкости 60—70% составил всего 0,21. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов. [c.43]

Самотлорское месторождение, открытое в 1965 г., приурочено к Самотлорскому куполовидному поднятию, расположенному в южной части Тарховского вала, который протягивается в восточной части Нижневартовского свода. На Самотлорском поднятии, rio геофизическим данным, выделяется ряд локальных складок Самотлорская, Се-веро-Самотлорская, Мартовская, Белозерская, Южно-Белозерская, Пауская. Поднятие имеет изометрическую форму с сильно изрезанными периферийными частями. Локальные складки отделены друг от друга неглубокими прогибами. По продуктивным горизонтам ABi— АВз Самотлорское поднятие не имеет выраженных локальных складок и является единым крупным поднятием. По данным глубокого бурения, в кровле продуктивных горизонтов БВю и БВе из шести локальных складок, ярко выраженных на сейсмической карте, по отражающему горизонту сохраняются только две Самотлорская и Белозерская. Месторождение многопластовое. [c.558]

Сафин С. Г., Галеев А. С., Бехтер В. В. О закачке ПАВ на Самотлорском месторождении//Тр. ин-та/БашНИПИнефть. Теория и практика применения новых методов уве.личения нефтеотдачи. —1978.— Вып. 55.— С. 95—98. [c.385]

В данной работе целью йсследования является изучение распределения карбонилсодержащих соединений в тяжёлых нефтяных остатках и во фракциях, полученных при их адсорбционном разделении. Для исследования выбраны остатки, полученные при вакуумной разгонке товарной западно-сибирской нефти и нефтей Самотлорского месторождения, составлящих основу товарной неф- ри. Остатки характеризуются средним содержанием epi - 2,08, кислорода - 0,61j азота - 0,4 (% мае, ), Для анализа остатков на количественное содержание карбонильных груш использовался метод, основанный на реакции конденсации карбонильных соединений с 2,4-динитрофенилгидразином и У -спектроскопии образующихся продуктов. Метод позволяет определять два типа карбонилсодержащих соединений - кетоны с алкильными, нафтеновымиj, аро-матю1ескими заместителями и флуореноны. Для определения кислот, фенолов, сложных эфиров использовались потенциометрические методы. [c.115]

Газовую составляющую конденсатов этого типа характеризуют прежде всего большие значения отношения С С (10—70). Метан имеет легкий и.с.у. (5 С 5—6 %). Среди бутанов часто доминирует изобутан. Отношение /-С составляет 10—15. Поскольку этот тип конденсатов может быть получен в результате биодеградации нефтей, образовавшихся из восстановленного и окисленного ОВ, эти два подтипа всегда легко можно выделить по характерным особенностям состава жидкой фазы. Нефти из восстановленного ОВ дадут конденсаты с легким изотопным составом углерода и серы, низким п/ф и нч/ч 1. Для бензиновых УВ отношение 6/5 1. Примером могут служить конденсаты пластов группы А Федоровского, Востокинского, Лянторского и Самотлорского месторождений. Соответственно нефти из окисленного ОВ дадут конденсаты, по ряду признаков жидкой фазы очень близкие к кон-денсату-1 (и.с.у., индивидуальный состав нафтенов и аренов, отношения нч/ч и п/ф). В газах конденсатов этого подтипа С /С до 100. Примером могут служить конденсаты верхних нефте- и газоносных горизонтов северных районов (месторождения Уренгойское, Соленинское, Пелят-кинское и др.). [c.115]

Промышленная нефтеносность Самотлорского месторождения приурочена к терригенным отложениям валанжинского, аптского, готе-ривского, барремского ярусов нижнего мела и к отложениям верхней юры, горизонт ЮВь [c.558]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология