Скважины нефтяные

Т р е б и н Г. Ф., К а п ы р и н Ю. В. О кристаллизации парафина в призабойной зоне нефтяных скважин. Нефтяное хозяйство , 1964, № 8. [c.137]

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРА ОБВОДНЕНИЯ И ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НО СКВАЖИНАМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БАШКОРТОСТАНА [c.209]

Для отработки рассматриваемого метода был выполнен графический анализ кривых восстановления забойного давления по всем нагнетательным скважинам нефтяных месторождений Куйбышевской области (более 60 скважин), в которые закачивается сточная пластовая вода, прошедшая простейший узел механической очистки и содержащая механические примеси (см. таблицу). [c.117]

Логинов А. Ф. Трещины в пластах девонских песчаников Шкаповской площади и их влияние на приемистость нагнетательных скважин. Нефтяное хозяйство , 1963, Л о 3. [c.118]

П е с л я к Ю. Л. Поведение глин при бурении и эксплуатации скважин. — Нефтяное хозяйство , 1960, Лг 11, с. 33—38. [c.276]

Особую роль для химической переработки играют газы, добываемые из нефтяных скважин (нефтяные газы), отличающиеся высоким содержанием углеводородов С2. .. С5 + высшие- [c.45]

Природные соединения и получение брома и иода. Содержание брома и иода в земной коре на несколько порядков меньше типических элементов и составляет (мае. доли, %) брома 1,6-Ю и иода 4,0-Ш . Собственные минералы обоих элементов редки, практического значения не имеют. Бром и иод содержатся в морской воде, в водах буровых скважин нефтяных месторождений, рапе соляных озер. Бром — постоянный спутник хлора. Так, в сильвине и карналлите содержится до 3 мае. долей, %, брома в виде твердого раствора замещения. Некоторые морские водоросли содержат значительные количества иода. Получают бром из морской воды, рапы соляных озер и подземных рассолов окислением бромидов хлором с последующей отгонкой брома с водяным паром и воздухом. Иод получают из буровых вод окислением иодидов хлором или нитратом натрия. [c.366]

В табл. 1.24 представлены результаты расчетов компонентного состава для предельного случая массообмена между нефтью и опережающим нефтяным газом в скважине (фазового равновесия при рассматриваемых термобарических условиях). В табл. 1.24 приведена характеристика компонентного состава только газообразной составляющей скважинной продукции, так называемого скважинного нефтяного газа при термобарических условиях Т = 60 °С, р = 5,0 МПа. [c.143]

Состав равновесного ( скважинного ) нефтяного газа [c.144]

Объем скважинного нефтяного газа для трех различных случаев компонентного состава опережающего нефтяного газа получается различным [c.144]

Если молярная масса опережающего нефтяного газа, меньще молярной массы нефтяного газа пластовой нефти в скважине М , то растворимость нефти в нефтяном газе будет больше, что приведет к еще большему увеличению газового фактора, то есть концентрация паров нефти в скважинном нефтяном газе возрастает. [c.145]

На рис. 1.15 приведены результаты расчетного исследования зависимости удельных объемов равновесного скважинного нефтяного газа при различных термобарических условиях в гипотетической скважине для всех трех типов анализируемых опережающих нефтяных газов легкого (график Скв-17,2 ), среднего (график Скв-22,8 ) и тяжелого (график Скв-28,2 ). Аббревиатура Скв в названии графика обозначает скважинный нефтяной газ, а число справа от Скв [c.145]

Совпадение объемов суммарного и скважинного нефтяных газов может происходить только при определенных термобарических условиях. [c.146]

Если опережающий нефтяной газ тяжелый , то объем скважинного нефтяного газа не только меньше суммарного, но и существенно меньше объема опережающего нефтяного газа, то есть проявляется хорошо известный в нефтепромысловой практике эффект растворимости закачиваемого газа в нефти . [c.146]

На устье гипотетической скважины объем скважинного нефтяного газа при поступлении опережающего нефтяного газа любого типа несколько больше суммарного. Но превышение объемов скважинных нефтяных газов над суммарным на устье очень близко для всех анализируемых случаев, поэтому из анализа поведения скважинных нефтяных газов только на устье невозможно предсказать качественно существенного различия их поведения по глубине скважины. [c.146]

Рис. 1.16. Изменение молярной массы скважинного нефтяного газа по глубине гипотетической скважины

Свойства скважинного нефтяного газа по всей глубине подъема качественно повторяют свойства опережающих нефтяных газов. Например, молярные массы скважинного нефтяного газа качественно отличаются так же, как и молярные массы соответствующих им поступающих в скважину нефтяных газов. [c.147]

Молярная масса скважинного нефтяного газа при поступлении среднего нефтяного газа совпадает с молярной массой пластового нефтяного газа в интервале перфорации. Однако при подъеме скважинной продукции к устью расхождение между ними увеличивается, достигая максимума на устье. [c.147]

Из рис. 1.17 следует, что молярная масса равновесной со скважинным нефтяным газом нефти в зависимости от типа опережающего нефтяного газа, количественно изменяется по-разному. [c.147]

На устье на значение молярной массы нефти, равновесной со скважинным нефтяным газом, практически не влияет тип опережаемого нефтяного газа. Однако, молярная масса нефти, равновесной со скважинным нефтяным газом, в этом случае всегда выше молярной массы нефти, равновесной с пластовым нефтяным газом при термобарических условиях на устье гипотетической скважины. [c.148]

Рассмотрим более подробно компонентные составы легкого , пластового, суммарного и скважинного нефтяных газов, например, на глубине интервала перфорации, которые представлены в табл. 1.25. [c.148]

Ниже приводится табл. 1.26, в которой представлены компонентные составы суммарного нефтяного газа и неравновесной с ним нефти, в результате взаимодействия которых образуются равновесные скважинный нефтяной газ и нефть. [c.150]

Ниже приводится диаграмма, наглядно иллюстрирующая перераспределение компонентов опережающего нефтяного газа и пластовой нефти при наступлении равновесного состояния в зоне смешения. Для удобства сравнения по оси ординат откладывается разница удельных объемов суммарного и скважинного нефтяных газов по каждому компоненту смеси при поступлении легкого , среднего и тяжелого нефтяных газов в скважину. [c.151]

Накопленный промышленный опыт эксплуатации промысловых объектов обустройства нефтяных месторождений показывает, что типовое давление первой ступени сепарации нефти от газа составляет 0,6-0,8 МПа. Как правило, первая ступень сепарации технологически совмещается с ДНС. Между дне и скважинами находятся групповые замерные установки (ГЗУ). Расстояние от устьев добывающих скважин до технологического объекта промыслового обустройства, на котором производится первая ступень сепарации нефти от нефтяного газа, может достигать нескольких километров. Как показали исследования В.П. Тронова и его учеников, в рельефных трубопроводах при движении по ним газожидкостных смесей потери давления могут на 40-50 % превышать аналогичные в горизонтальных трубопроводах. Фактическая величина типового давления на устьях добывающих скважин нефтяных месторождений в России составляет 1-1,5 МПа. [c.163]

Значительным событием в развитии нефтяной отрасли республики в послевоенные годы стало открытие в 1949 г. морского месторождения Нефтяные Камни. Это время считается началом освоения каспийского шельфа. За короткий срок в открытом море появились морские промыслы на стационарных платформах, а позднее — и рабочий поселок, соединенные с сушей надводной эстакадой. Первая скважина Нефтяных Камней дала нефть 7 ноября 1949 г. Позже бьши открыты и другие месторождения на Апшеронском шельфе. [c.92]

Бурение скважин. Скважиной (нефтяной или газовой) называют колодец круглого сечения, пробуриваемый в земле. Верх скважины называется ее устьем, а ддо, в котором буровой инструмент разрушает породу,—забоем. Совершенствование техники бурения позволяет проникать все глубже в толщу земной коры и вскрывать все новые запасы нефти и газа. Глубина скважин иногда достигает 4000—6000 м и более. [c.23]

До ввода в эксплуатацию установок кислые воды, как таковые или в виде 70%-ного концентрата, применяются для призабойной обработки скважин нефтяных и газовых месторождений, для деэмульгирования нефти, обработки углей, при помоле цементного клинкера, очистки теплообменных поверхностей и т. д. [c.11]

Большинство металлоконструкций эксплуатируется в природных, естественных средах. Значительное количество стальных сооружений эксплуатируется в атмосферных условиях. Магистральные и промысловые трубопроводы, водоводы, обсадные колонны скважин нефтяных и газовых месторождений работают под землей. Общая масса стали, находящаяся под землей, превышает 200 млн тонн, а поверхность стальных сооружений, подвергающихся почвенной коррозии, составляет более полутора миллиардов квадратных метров. [c.150]

Другие виды деятельности и услуги ремонт скважин нефтяных и газовых Экспорт нефть Собств. акционерная Год основания 1992 г. [c.473]

Балакиров Ю. А., Кроль В. С. Развитие методов воздействия на призабойную зону нефтяных скважин. Нефтяное хозяйство , 1964, № 11. [c.134]

Касьянов Н.М., Штыркин В.Ф,, Рахматуллин Р.К, О количественной оценке влияния буровых растворов на проницаемость призабойной 80RH скважин. - Нефтяное хозяйство, 1974, №4, о.24-28, [c.81]

Исходя из энергетизеских характеристик пороха и исследований, проведенных с применением комплекса контроля в скважинах нефтяных месторождений Пермской области, повышенная температура в зоне горения АДС наблюдалась в течение 1,5—4 ч. Поэтому сокращение времени на заключительные работы является резервом в повышении эффек-гивности ТГХВ. [c.111]

Сидоревский В. А. Состояние призабойной зоны пласта при бурении скважин. Нефтяное хозяйство , 1968, № 4. [c.35]

Беленький В. Н. Разработка нефтяных ыесторо кденнй с применением метода одновременной раздельной эксплуатации дауч пластов одной скважиной. Нефтяное хозяйство , 1965, № 1. [c.139]

Для получения сжпжеппых газов в настоящее время широко применяют природные газы, добываемые из недр Земли, которые представляют собой смесь различных углеводородов, препмущественно метанового ряда (предельных углеводородов). Природные газы чисто газовых месторождений в основном состоят из метана и являются тощими или сухими тяжелых углеводородов (от пропана и выше) содержат менее 50 г/м . Попутные газы, выделяемые из скважин нефтяных месторождений совместно с нефтью, помимо метана содержат значительное количество [c.10]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология