1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ “Арланнефть”. Арланская нефть свойства


Арланская товарная нефть - Справочник химика 21

    Арланская товарная нефть [c.172]

    Содержание масляных дистиллятов (фракции 350—450 С) в арланской товарной нефти составляет 18%. Содержание серы в этих фракциях >3% (табл. 253—257). [c.178]

    Арланская товарная нефть угленосной свиты [c.304]

    Из арланской товарной нефти можно получить 10,6% компонента дизельного топлива, содержащего Фракционный состав такого компонента будет облегченным. Товарное дизельное топливо можно получить только после проведения обессеривания. [c.178]

    Характеристика 3 -ных фракций арланской товарной нефти [c.196]

    Таким образом, установлено, что в керосино-газойлевой фракции арланской товарной нефти содержится 20% ароматических углеводородов и 7,8% концентрата сераорганических соединений. Содержание нормальных парафиновых углеводородов, извлекаемых карбамидом, равно 20,5%. Эти углеводороды являются сырьем для нефтехимических производств. После удаления из фракции ароматических и нормальных парафиновых углеводородов она может служить малосернистым, низкозастывающим дизельным топливом. [c.16]

    Арланская (товарная нефть)...... 3,4 3.04 16,6 5.8 6.7 18.7 42,8 [c.76]

    Арланская товарная нефть  [c.384]     Таким образом, установлено, что в керосино-газойлевой фракции арланской товарной нефти содержится 20% ароматических углеводородов и 7,8% концентрата сераорганических соединений. Со-I держание нормальных парафиновых углеводородов, извлекаемых [c.16]

    Разгонка (ИТК) арланской товарной нефти в аппарате АРН- 2 [c.404]

    Термостабильность сернистых соединений зависит от группового состава сераорганических соединений, присутствующих в нефти. Даже из нефтей с одинаковым содержанием общей серы получаются дистилляты с различным распределением и групповым составом сераорганических соединений. Например, дистилляты арланской товарной нефти (содержание серы 3,04%) и волковской нефти турнейского горизонта (содержание серы 3,15%) значительно различаются по содержанию общей серы и групповому составу сераорганических соединений (табл. 1 и 2). [c.17]

    Характеристика остатков разной глубины отбора арланской товарной нефти [c.427]

    Показатели Туймазинская товарная нефть (1962 г.) Ромаш-кинская товарная нефть (1962 г.) Терек- линская нефть Арланская товарная нефть (1963 г.) [c.64]

    Начиная с 1954 г., на северо-заюаяе Башкирии открыто около 30 новых нефтяных месторождений, имеющих (промышленное значение. В настоящее время нефть с 15 месторождений этого района уже поступает на переработку. Наиболее перспективлы-ми из них являются Арланское, Ново-Хазинское, Николо-Березов-ское, Юсуповское, которые уже в 1965 г. будут давать более 50% от всего количества добываемой в этом районе нефти, а к 1970 г. добыча из указанных месторождений увеличится вдвое и будет составлять почти 70% от общей добычи нефти Большого Арлана. Арланская товарная нефть, поступающая на заводы, в настоящее время является смесью иефтей, добываемых с этих местю-рожденнй. [c.80]

    Расход водорода на гидроочистку тоже, естественно, связан с происхождением сырья и содержанием в нем серы. Содержание серы в прямогонных бензинах даже из высокосернистых нефтей относительно невелико например, в бензиновой фракции 85— 180°С арланской товарной нефти с 3,04% серы имеется всего 0,12% серы. В то же время бензин, полученный замедленным [c.239]

    В шелкановской нефти содержится 150 10 % ванадия, 42-10- % никеля. В отличие от других высокосернистых нефтей северо-западных месторождений Башкирии в растворенном газе шелкановской нефти содержится большое количество углеводородов изостроения. Содержание изобутана в 1,3 раза больше, чем нормального бутана, а изопентана в 7 раз больше, чем нормального пентана. В арланской товарной нефти J ooтнoшeниe углеводородов изо- и нормального строения иное изобутана значительно меньше, чем нормального а содержание из пентана и нормального пентана примерно одинаково. [c.11]

    Кумертауская нефть характеризуется высоким содержанием серы (3,66%), смол (19,9%) и асфальтенов (5,6%), плотность = 0,9082, содержание фракций, выкипающих до 200 и 350°, соответственно 15,8 и 38,1%. Из кумертауской нефти получаются бензины до 200° с содержанием серы 0,53%, а в аналогичном бензине из арланской товарной нефти содержание серы 10,17%. Характерным для кумертауской нефти является высокое содержание ароматических углеводородов, количество которых составляет во фракции 60—95° 14,3% и во фракции 150—200° 31,7%. Дистилляты дизельного топлива и вакуумного газойля высокосернистые. Так, во фракции 200—350°.содержание общей серы 2,7%, а во фракции 350— 450° 3,7%. [c.315]

    Чубовская нефть тульского горизонта содержит 0,03% элементарной серы и интенсивно выделяет сероводород при 160 и 180°. Это может быть объяснено взаимодействием элементарной серы с углеводородами нефти. Для проверки этого утверждения было проведено испытание термостабильности арланской товарной нефти, в которую была добавлена элементарная сера. [c.253]

Рис. 9. Арланская товарная нефть
    Как видно из этих цифр, арланская товарная нефть и составляющие ее компоненты по принятой номенклагуре относятся к высокосернистым, смолистым, парафинистым нефтям. [c.61]

    Тарирование сигнала рубиновых стержней для ампул рис. 1 типа а — в проводили с помош ью гудрона, с т. кин. 540° С арланской товарной нефти с известным количеством ванадия (0,0546 мас.%). Известно, что ванадий в нефтях в подавляющем количестве является четырехвалентным. Экспериментальные кривые на рис. 4 представлены корреляционной зависимостью данных но количеству ванадия в нефтях и нефтепродуктах, полученных химическими, спектральными и ЭПР-методами, и хорошо согласуются с данными работы [11]. Обе кривые рис. 4 выходят из начала координат, что подтверждает соображения о минимальном количестве ванадия нечетырехвалентного типа в нефтях [c.183]

chem21.info

1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов. Разработка Арланского нефтяного месторождения

Похожие главы из других работ:

Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

1.3 Физико-химические свойства нефти, пластовых вод, газа

Наиболее изучены глубинным и поверхностными пробами Асомкинская и Средне-Асомкинская площади. Плотность нефти изменяется от 0,829 тонн/м3 до 0,843 тонн/м3, газовый фактор изменяется от 54 м3/тонну до 80 м3/тонну, объемный коэффициент изменяется от 1...

Анализ применения установок электроцентробежных насосов на Ново-Покурском нефтяном месторождении (Тюменская область)

2.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных нефтей изучены на образцах проб, отобранных из горизонтов Ач, ЮВ11, ЮВ12. Пласт Ач представлен двумя поверхностными пробами по одной скважине...

Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть"

2.8 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов, к классу сернистых, малосмолистых (суммарное содержание парафино-смолистых веществ по площади залежи изменяется от 6,7 до 8,5 %)...

Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Нефть - это смесь углеводородов зависимости от состава смеси, одни находятся углеводороды при н.у. в газообразном состоянии, другие в жидком или в твердом содержащий серу, кислород, азот и т.д. Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым...

Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов.

Пласт В-II-III верейского горизонта. Отбор глубинных проб проведен в СКВ. 184,194-196,210. в пределах залежи давление насыщения нефти изменяется от 8,4 до 9,94 МПа, газосодержание от 18,4 до 23,4 м3/т, вязкость от 11,80 до 20,4 мПа*с...

Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Майском нефтяном месторождении Томской области

2.5 Физико-химические свойства пластовых вод

Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю1...

Ватьеганское месторождение

2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов

Свойства нефтей и растворенных в ней газов Ватьеганского месторождения были изучены по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Как видно из таблиц 3.6-3...

Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО "ЛУКОЙЛ АИК"

2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико_химические свойства нефти и растворенного газа Когалымского нефтяного месторождения изучались по данным исследований глубинных и поверхностных (устьевых) проб нефти...

Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении

2.4.3 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов

...

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства пластовых флюидов Мордовоозерского месторождения изучены по 6 поверхностным и 26 глубинным пробам, отобранным в 10 скважинах из верейских, башкирских и бобриковских отложений...

Разработка Арланского месторождения

1.3 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод

Глубина эксплуатации горизонтов терригенной толщи 1260-1350 м. Положение водонефтяного контакта изменяется от -1173 до -1188 м. Арланское месторождение является многопластовым и относится к разряду крупных нефтяных месторождений России...

Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти на примере Приобского месторождения

2.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой...

Технология добычи нефти

1.1 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.

Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам. Свойства пластовой нефти пласта DIII оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Оцененное значение вязкости составило 3,4 мПа•с, плотности - 0,806 т/м3...

Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки

1.7 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой...

Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

2.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

...

geol.bobrodobro.ru

Дипломная работа: Эксплуатация Арланского нефтяного месторождения

Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта. Краткое сожержание материала:

Размещено на

3

СОДЕРЖАНИЕ

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

Список таблиц

Список рисунков

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Общие сведения об Арланском месторождении

1.2 Геолого - промысловая характеристика Арланского месторождения

1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды и коллекторские свойства пород-коллекторов продуктивных горизонтов

1.5 Запасы нефти и газа

  • 1.6 Постановка цели и задач дипломного проекта
    • 2. РЕЖИМ РАБОТЫ НЕФТЕСБОРНЫХ СЕТЕЙ «АРЛАНСКОГО» МЕСТОРОЖДЕНИЯ
    • 2.1 Причины, механизм образования и способы борьбы с парафиновыми отложениями в трубопроводах
    • 2.1.1 Состав парафиновых отложений
    • 2.1.2 Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
    • 2.1.3 Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
    • 2.1.4 Химические методы борьбы с отложениями парафина в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
    • 2.1.5 Методы борьбы с АСПО в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
    • 2.2 Анализ работы системы сбора нефти на Арланском месторождении
    • 2.2.1 Работа системы сбора продукции скважин
    • 2.2.2 Принципиальная система сбора на Арланском месторождении
    • 3. РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
    • 3.1 Проектирование трубопроводов системы сбора
    • 3.1.1 Классификация трубопроводов
    • 3.1.2 Основные принципы проектирования трубопроводов
    • 3.2 Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции
    • 3.3 Характеристика используемого оборудования для удаления АСПО в трубопроводах
    • 3.4 Образование парафина в обводненных пластах Арланского месторождения
    • 3.5 Выбор оборудования для магнитной депарафинизации

4. РАСЧЕТНЫЙ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Проектирование удаления АСПО в НКТ и ПЗП скважин в условиях Арланского месторождения

4.2 Анализ эффективности примененных методов удаления АСПО

4.3 Расчет закачки СНПХ-7541

4.4 Расчет закачки ПАЛР-О по удалению АСПО в НКТ и ПЗП

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

5.1 Краткая аннотация

5.2 Расчет затрат на закачку СНПХ-5313

5.3 Расчет экономической эффективности от закачки СНПХ-5313

5.4 Выводы

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Правила безопасного внедрения технологического проекта

6.1.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты регламентирующие трудовую деятельность

6.1.2 Общие требования техники безопасности при сборе, подготовке и перекачке нефти, газа и воды

6.1.3 Промысловые трубопроводы

6.1.4 Опасность и вредность

6.1.5 Техническое обеспечение безопасности

6.2 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

6.2.1 Нормативно-правовые, нормативные акты, инструктивно-методические документы в области охраны окружающей среды

6.2.2 Экологическая обстановка на ЦППН «Шушнур»

6.2.3 Мероприятия по охране окружающей среды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

Сокращения:

АСПО - асфальто-смоло-парафиновые отложения

АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка

ТВО - трубный водоотделитель

ДНС - дожимная насосная станция

УБНС - Установка бустерная насосная стационарная

УПН - установка подготовки нефти

УКПН - установка комплексной подготовки нефти

УПСВ - установка подготовки сточных вод

КНС - кустовая насосная станция

БКНС - блочная кустовая насосная станция

ППН - подготовка перекачка нефти

НСП - нефтесборный пункт

ГЖС - газожидкостная смесь

МНФ - многофазные насосы

СУН - сепарационная установка нефти

ТТНК - терригенная толща нижнего карбона

УДВ - установка доочистки воды

СВ - сточные воды

ППД - поддержание пластового давления

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

БДПВ - блок доочистки сточной воды

ОВ - отстойники воды

ДВ - дозаторы воды

ПНГ - попутный нефтяной газ

РВС - резервуар вертикальный стальной

арланский месторождение нефть газ трубопровод

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1 - Состав нефти и АСПО на Арланском месторождении

Таблица 2 - Растворители АСПО

Таблица 3 - Техническая характеристика нефтяных скважин действующего фонда Арланского УДНГ

Таблица 4 - Затраты на материалы

Таблица 5 - Расчет затрат на проведение технологических операций

Таблица 6 - Смета затрат

Таблица 7 - Исходные данные для расчета

Таблица 8 - сравнительная таблица технико-экономических показателей

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1 - Гомологический состав парафина Арланского месторождения

Рисунок 2 - Зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления

Рисунок 3 - Классификация методов борьбы с АСПО

Рисунок 4 - Скребок колонный СК-102

Рисунок 5 - Скребок гидромеханический

Рисунок 6 - Скребок лепестковый для очистки НКТ

Рисунок 7 - Скребок колонный комбинированный

Рисунок 8 -Скребок «Кыргыч»

Рисунок 9 - Магнитные депарафинизаторы

Рисунок 10 -Устройство и принцип работы магнитного депарафинизатора

Введение

Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется значительными осложнениями условий разработки большинства месторождений. Основное количество высокопродуктивных месторождений и залежей вступило в позднюю стадию разработки, когда интенсивно снижается добыча и резко возрастает обводненность нефти. Качественные показатели вводимых месторождений не всегда благоприятны -- сложное строение продуктивных пластов, значительные размеры водонефтяных зон, повышенная вязкость нефти.

Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, ремонтные работы осложняются комплексом проблем, связанных с образованием стойких нефтяных эмульсий, отложениями асфальто-смолистых веществ и парафиновых углеводородов (асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО)), неорганических солей, гидратов углеводородов и др., наличием механических примесей в добываемой и транспортируемой продукции, коррозионным разрушением оборудования и трубопроводов. Необходимо отметить, что образующиеся отложения зачастую имеют сложный компонентный состав, а содержание компонентов изменяется в широких пределах.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок, а также к сокращению межремонтного периода (МРП) работы скважин.

Асфальто-смоло-парафиновые отложения представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 %), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40 %), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины - углеводороды метанового ряда от С16Н34 до C64Hi30. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на:

-малопарафиновые - менее 1,5 %;

-парафиновые - от 1,5 до 6 %;

-высокопарафиновые -более 6 %

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37Н74 до С53Н108) отличаются более высокой температурой кипения, большими молекулярной массой и плотностью.

В этих условиях приоритетным становится комплексный подход к разработке новых и совершенствованию существующих технических средств и технологий для предотвращения осложнений в насосном оборудовании и ко...

www.tnu.in.ua

Арланская нефть каширского горизонта - Справочник химика 21

    Во фракциях 62—85° ароматических углеводородов содержится 1—3 /о, во фракциях 85—120° от 2 до 5%, тогда как в аналогичных фракциях из туймазинской нефти содержание ароматиче- ских углеводородов 4,6 и 5,9% соответственно. Такое же различие за по нафтеновым углеводородам. Если бензины из северо-запад-ных нефтей имеют их 20—23 /о, то бензины из туймазинской нефти— 25—29%. Исключение составляет арланская нефть каширского горизонта, в бензиновых фракциях которой более высокое содержание ароматических и нафтеновых углеводородов. [c.84]     Различное содержание серы в исследованных нефтях и присутствие в некоторых из них растворенного сероводорода приводят к тому, что фракции, имеющие одинаковые пределы кипения, содержат различное количество серы. Представляет интерес распределение серы но узким фракциям. В тереклинской нефти и арланской нефти каширского горизонта уже в самых легких бензиновых фракциях отмечается высокое содержание серы.Так, во фракциях, выкипающих до 100°, содержится 0,17—0,38% серы, в то время как в аналогичных фракциях более сернистых нефтей, таких, как арланская и чераульская угленосные, содержание серы не превышает 0,02%. Аналогично для фракций, выкипающих в пределах 100—150°, содержание серы 0,52—0,46% и 0,09— [c.102]

    АРЛАНСКАЯ НЕФТЬ КАШИРСКОГО ГОРИЗОНТА [c.36]

    По общей характеристике арланская нефть каширского горизонта не похожа на нефть угленосной свиты, хотя она также является нефтью высокосернистой и высокосмолистой. Содержание серы в ней меньше, чем в нефти угленосной свиты (2,68% против 3,08%). Нефть каширского горизонта более легкая ее плотность р 4° = 0,878 против р 4° = 0,893 для нефти угленосной свиты. Содержание светлых, выкипающих до 200 и 300° С, также больше, чем в нефти угленосной свиты соответственно фракций, выкипающих до 200° С, 21,5 и 18%, и фракций, выкипающих до 300° С, 37,7 и 31,6% (см. рис. 5). [c.36]

    Бензиновые фракции из арланской нефти каширского горизонта более сернистые, чем из нефти угленосной свиты так, фракция, выкипающая в пределах н. к,— 100° С, содержит 0,17% серы, в то время как аналогичная фракция из арланской нефти угленосной свиты содержит серы 0,01%. Все фракции, выкипающие до 220°С, нефти каширского горизонта более сернистые, а более тяжелые фракции нефти каширского горизонта содержат меньше серы, чем аналогичные фракции арланской угленосной нефти. [c.36]

    Для получения товарных топлив из арланской нефти каширского горизонта, так же как й из арланской нефти угленосной свиты, требуется соответствующие дистилляты очистить от сернистых соединений. [c.36]

Рис. 5, Арланская нефть каширского горизонта. Кривые раз- Рис. 6. Арланская нефть каширского горизонта. Характери-
    Арланская нефть, каширский горизонт [c.32]

    Арланская нефть каширского горизонта  [c.304]

    Разгонка (ИТК) арланской нефти каширского горизонта в [c.405]

    Характеристика остатков разной глубины отбора арланской нефти каширского горизонта [c.427]

    Известно, что многие нефти содержат более или менее значительные количества ароматических углеводородов, например ксилолов, спрос на которые со стороны химической промышленности быстро растет. Так, например, арланская нефть каширского горизонта содержит во фракции 122—150° С 15,4% ароматических углеводородов (вместе с сернистыми), т. е. 0,7% на нефть, шкаповская — соответственно 14,6 и 0,8% [1]. Некоторые азербайджанские нефти, например карачухурская и бибиэйбатская, содержат около 8% ароматических углеводородов Сз на бензин или 0,3—0,4% на нефть [ 21, нефти Северного Кавказа —до 1,76% [3], а верхнечусовская нефть — даже 4,3% на нефть 4], причем фракция 122—150° С содержит 62% ароматических углеводородов. [c.38]

    Бензины из тереклинской нефти и арланской нефти каширского горизонта сернистые. Так, во фракциях, выкипающих до 200°, содержится 0,65—0,45% серы после защелачивания содержание серы снижается до 0,46—0,42 . [c.104]

    Бензиновые фракции из исследованных нефтей можно использовать как компоненты бензина марки А-66. Повышение октанового числа возможно за счет облегчения фракционного состава. Лигроиновые фракции могут являться сырьем для ароматизации. При этом дистилляты, полученные из тереклинской нефти и из арланской нефти каширского горизонта, необходимо очищать от серы. [c.104]

    Так, согласно расчетам, выполненным по формуле Ф>таьчера - Там-мава, вязкость ромашкинской нефти составляет при 130 °С - 0,7 Ю м /с и при 150 °С - 0,5 10" м /с. Разность плотностей при этих же температурах составляет соответственно 0,1472 и 0,1433. Следовательно, при повышении температуры со 130 до 150 °С вязкость снижается на 28,6%, в то время как разность плотностей - всего на 2,65%. В итоге скорость отстоя при этом повышается на 36%. Аналогично скорость отстоя арланской нефти (Каширского горизонта) повьппается при тех же условиях на 26%. [c.44]

    Кроме такого значительного различия в содержании общей серы, нефти северо-западных месторождений отличаются также и составом сераорганических соединении. В арланской угленосной, но-во-хазинской, юсуповской нефтях содержатся более стабильные се-раорганические соединения. В карача-елгинской, щелкановской, арланской нефтях каширского горизонта сернистые соединения менее стабильны. В этих нефтях, кроме того, присутствует растворенный сероводород. Различие в составе сераорганических соединений определяет качество топлив и распределение серы в получаемых нефтепродуктах. [c.80]

    Характерным для угленосных и девонских нефтей северо-западных месторождений является низкое содержание серы, например, в легких фракциях, выкипающих до 150°, содержание серы не превышает 0,1 7о- В легких фракциях, полученных из арланской нефти каширского горизонта, а также из карача-елгинской, щел-кановомой нефтей соде ржание серы знач ительно выше, чем из нефтей угленосных, и достигает 0,5—0,7%- Распределение серы по десятиградусным фракциям показано на рисунке. [c.82]

    Остатки из арланской нефти каширского горизонта высокосер-нистые и высокосмолистые остаток выше 350°С содержит 3,79% серы, а его вязкость при 80° С 16,5° ВУ. [c.36]

    Арланская нефть каширского горизонта отличается от арланской нефти угленосной свиты несколько более низким содеринефти угленосной свиты. Нефть каширского горизонта содержит растворенный сероводород, поэтому уже легкие бен.чиновые фракции содержат значительное количество серы и имеют низкие октановые числа, что существенно отличает эту нефть от нефтей угленосной свиты. Фракции арланской нефти каширского горизонта, выкипающие выше 220°, содержат серы несколько меньше, чем соответствующие фракции арланской нефти угленосной свиты. Так, фракция дизельного топлива, выкипающая в пределах 220—350°,, содержит серы 2,16% против 2,47% для нефти угленосной свиты. Цетано-вые числа дизельных топлив высокие и для топлив различного фракционного состава лежат в пределах 49—55. Остатки арланской нефти каширского горизонта после отбора фракций до 300° и выше — сернистые (ог 3,63% до 4,24% серы), а остатки, кипящие выше 370°, кроме того, и высоковязкие (вязкость условная при 80° равна 25,3° ВУ). Следовательно, переработку нефти каширского горизонта можно вести по схеме для арланской нефти угленосной свиты, предусмотрев дополнительную сероочистку бензиновых дистиллятов. [c.101]

    По температуре начала заметного выделения сероводорода взятые для исследования нефти также сильно различаются. Наиболее стабильной оказалась шкаповская, а наименее стабильной — столяровская нефть (табл. 5). Близко к столяровской по температуре начала выделения сероводорода и по его количеству находится арланская нефть (каширский горизонт). [c.124]

chem21.info

1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ “Арланнефть”. Разработка Арланского нефтяного месторождения

Похожие главы из других работ:

Анализ и планирование трехмерных сейсмических работ

1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

...

Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть"

1.5 Характеристика текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть"

В 2013 году из всех объектов разработки НГДУ "Арланнефть" добыто 1966,0 тыс. т нефти и отобрано 41625,8 тыс. т жидкости. Суточная добыча нефти составила 5016 т/сут., суточный отбор жидкости составил 121076 т/сут...

Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"

2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН»

Эксплуатационный фонд скважин в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” составляет 697 скважин. Ниже приведены основные данные по фонду скважин. Таблица 4 Состояние эксплуатационного фонда скважин на 1.05.2001г Расшифровка фонда Скв.(шт...

Геологическое строение и газоносность Виноградного месторождения

4.1 Краткая характеристика Таманского нефтегазоносного района

Таманский нефтегазоносный район входит в состав Западно-Кубанской нефтегазоносной области. В пределах Таманского полуострова открыто 17 месторождений, из них газовых - 3 (Фонталовское, Западно- и Восточно-Благовещенские)...

Геолого-промышленная оценка запасов угля в пределах угольного шахтного поля

1. Краткая географическая характеристика района

Проектируемое шахтное поле находится на территории Подмосковного бассейна, который полукольцом охватывает с запада и юга Московскую область и занимает около 100(тыс. км2), она представляет собой пологоволнистую равнину...

Инженерно-геологическая оценка морфоструктурных особенностей шельфа Черноморского побережья Кавказа

3. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ

Шельф Северо-Западного Кавказа между Анапой и Адлером общей протяженностью до 300 км характеризуется небольшой шириной (в среднем 6 км) и сравнительно большим уклоном (до 0,06)...

Механизация горного предприятия на примере АО "Лебединский горно-обогатительный комбинат"

1.1 Краткая характеристика района месторождения

В административном отношении Лебединское месторождение железных руд и железистых кварцитов расположено на территории Губкинского района Белгородской области в 8 км к востоку от г...

Минералогия и петрография кианитсодержащих пород Борисовских сопок

Глава 1. Литературный обзор и краткая история геологической изученности района

Минерал кианит известен на Южном Урале со времен добычи россыпного золота в Троицком Уезде, с середины 19 века. Кианит находили на многих приисках Кочкаря. Кианит из россыпей, главным образом по рекам Каменке, Теплой и Санарке...

Обеспечение хозяйственно-питьевого водоснабжения города Великий Новгород

1.2 Краткая характеристика района работ

...

Определение и обработка данных лабораторных испытаний глинистых и специфических грунтов

1. Краткая характеристика района изыскания

...

Прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин

1.1 Краткая характеристика района разработки

Арланское нефтяное месторождение расположено на северо-западе Республики Башкортостан и частично - на юго-востоке Удмуртской Республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского...

Проект буровых работ на стадии оценки запасов рудного золота в пределах Центрально-восточного участка Михайловского железорудного месторождения

1.2 Краткая геологическая характеристика района работ

...

Проектирование и строительство двух воздушных линии электропередачи (500 кВ)

1.2. Краткая характеристика климата

1.2.1 Климатические характеристики по результатам изучения и обследования Трасса ВЛ 500 кВ расположена в бассейне р. Ангары, в юго-западной части Среднесибирского плоскогорья и характеризуется крупнохолмистым рельефом, изрезанным долинами рек...

Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения "Одопту-Море"

1.1 Краткая географо-экономическая характеристика района

...

Хранение нефти и нефтепродуктов

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗЫ

Нефтебаза - это сложная многофункциональная система с объектами различного производственно-хозяйственного назначения...

geol.bobrodobro.ru

Нефть - арланское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Нефть - арланское месторождение

Cтраница 3

В опытах использовали песок фракции 0 12 - 0 15 мм и нефть Арланского месторождения.  [31]

Для определения влияния металлопорфирвновых комплексов на поверхностную активность нефтей было измерено поверхностное натяжение нефтей Арланского месторождения на границе с дистиллированной водой.  [32]

В работе приводится оценка неоднородности продуктивных пластов по размеру пор, исследуются свойства нефти Арланского месторождения на контакте с твердой поверхностью, предлагается методика расчета извлекаемых запасов нефти в зависимости от коллекторских свойств пласта и насыщающей его нефти.  [33]

Результаты опытов по адсорбции асфальтенов из дегазированных нефтей и их смесей с петролейным эфиром ( нефти Арланского месторождения) следующие.  [34]

Кпивые - / - для нефти Шкаповского месторождения; 2-для нефти Туймазинского месторождения; 3-дпя нефти Арланского месторождения.  [35]

На рис. 1 представлена графическая зависимость между величинами молекулярного веса и коэффициента светопоглощения асфальтенов, выделенных из нефтей Арланского месторождения. Анализ полученной зависимости, линейность связи между указанными параметрами убедительно показывают, что использование коэффициента светопоглощения асфальтенов как параметра, характеризующего свойства асфальтенов, также правомерно, как и использование молекулярного веса. При этом необходимо подчеркнуть, что использование в качестве характеризующего параметра Ка более надежно, так как этот параметр не зависит от условий сушки асфальтенов и воспроизводимость отдельных определений очень высока.  [36]

Величины поверхностной активности К, рассчитанные по выражению ( 24), предельного поверхностного натяжения ат для порфиринов, выделенных однократными экстракциями из нефтей Арланского месторождения, приведены ниже.  [37]

В таблицах 5.14 - 5.16 представлены данные расчетного анализа фракционирования нефтей различных месторождений в горизонтальном аппарате при умеренных тепловых режимах, а именно: нефть Арланского месторождения, нагреваемая до 300 С, смесь Западно-Сибирских нефтей - до 330 С. Для сопоставления в этих же таблицах приведены данные разделения нефтей в колонных аппаратах. В данном примере боковыми погонами являются фракции осветительного керосина и прямогонного дизельного топлива. При отсутствии необходимости отбора керосиновой фракции оба потока смешиваются и выводятся в качестве фракции дизельного топлива.  [38]

При подсчетах фазового распределения отдельных головных углеводородов, содержащихся в забойной ( пластовой) нефти ( принятые за 100 %), установлено, что в результате двухступенчатой сепарации в газовую фазу переходит метан на 99 - 99 5 % для нефти Шкаповского и Туймазинского месторождений и на 90 - 94 % для нефти Арланского месторождения.  [40]

Наиболее существенно структурно-механические свойства нефтей большинства месторождений СССР проявляются при нарушении теплового поля нефтяного пласта [97] в связи с закачкой в него больших масс холодной воды, причем влияние этих свойств резко усиливается с приближением к температуре застывания парафина. Так, нефти Арланского месторождения [44] проявляют неньютоновские свойства вплоть до температур 80 С.  [41]

Результаты исследований нефтей Арланского месторождения [37] ( т 2 - 3 ч) и полимерных растворов ( т 2 - 6 ч) показали, что с увеличением начального давления в системе время, релаксации несколько снижается, однако во всех опытах оно пре - вышало два часа.  [43]

Однако в самое последнее время Чертков, Спиркин и Демншев [44, 45] показали возможность эффективного выделения сульфидов экстракцией их из нефтепродуктов серной кислотой различной концентрации. Объектом исследований служила среднедистиллятная фракция ( 150 - 325 С) нефти Арланского месторождения.  [44]

Сопоставление результатов определения сероводородного числа с содержанием общей серы в изученных нефтях показывает, что прямая связь между этими величинами отсутствует. Такие нефти, как, например, орьебашская и манчаровзкая, относятся к высокосернистым нефтям; в то же время эти нефти имеют небольшое сероводородное число и могут перерабатываться вместе со сравнительно малосернистыми нефтями, такими как шкаповская девонская и др. Вместе с тем нефти Арланского месторождения разных горизонтов характеризуются одинаковым содержанием общей серы, но различным сероводородным числом и поэтому должны перерабатываться раздельно. Таким образом, для более полной характеристики нефтей и правильной их сортировки наряду с определением общей серы необходимо еще определять сероводородное число.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Характеристика нефтей и газов Арланского нефтяного месторождения Текст научной статьи по специальности «Геология»

_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №8/2016 ISSN 2410-700Х_

УДК 55

Шамсиахметова Гузель Исхаровна

магистрантка I г.о., БашГУ г. Уфа

E-mail: [email protected]

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ И ГАЗОВ АРЛАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация

В данной статье в краткой, таблитчатой форме описана характеристика нефтей и газов Арланского нефтяного месторождения, находящегося на стадии доразработки. Актуальность темы состоит в сложном и неоднородном составе нефтей месторождения, что усложняет подсчет запасов нефти. По этой причине детальное изучение свойств нефти важно для подсчета запасов и при выборе метода повышения нефтеотдачи пластов.

Ключевые слова:

нефть, состав, газ, содержание.

Состав нефти на Арланском месторождении весьма различен и сложен. Он может явно изменяться даже в пределах одной залежи, а также при движении по пласту и при добычи. Поэтому детальное изучение свойств нефти важен для подсчета запасов нефти в залежи и при выборе метода повышения нефтеотдачи пластов.

Нефть на исследуемом участке относится к тяжелым, сернистым, вязким и парафинистым, с повышенной плотностью, и пониженным газовым фактором (табл. 1).

Плотность нефти в стандартных условиях колеблется в пределах 840-894 кг/м3. Плотность нефти при давлении насыщения составляет 846-859 кг/м3. Удельный вес в пластовых условиях составляет 0,88 г/куб см.

Попутные газы, растворенные в нефти терригенной толщи нефтеносного комплекса Арланского месторождения - являются жирными газами, содержащими легкие бензиновые фракции. Попутные газы состоят из негорючей части, представленной, в основном, азотом и горючей углеводородной части.

Таблица 1

Характеристика нефти продуктивных пластов

№ п/п Индекс пласта Дебит, куб. м/сут Вязк. в пластов. услов. Газоннас. пласт. нефт.куб. м/сут Содержание, %

сера пар. асф. смол.

1 Пз 2,5 12,9 15,5 2,7 2,4 3,9 10,6

2 К1 3,7 12,9 15,5 2,7 2,4 3,9 10,6

3 К2+3 1,8 14,3 13,2 2,4 2,6 5,5 20,4

4 К4 6,3 14,3 13,2 2,4 2,6 5,5 20,4

5 Вз+4 2,7 14,3 20,3 2,4 2,6 5,5 20,4

6 Со 28,1 19,6

7 С: 8,1 19,3 19,6 2,3 2,7 5,5 12,5

8 Cii 11,9 19,3 19,6 2,8 2,8 4 12,8

9 C::: 7,6 19,3 19,6 2,5 2,5 6,4 14,6

10 Civo 2,7 19,3 19,6 3 4 3,3 13,7

11 Civ 4,9 19,3 19,6 3 4 3,3 13,7

12 Cv 5,2 19,3 19,6 2,6 3,4 5,2 15,4

13 Cvio 7,9 19,3 19,6 3,3 3,1 5,6 14,7

14 Cvi 27,3 19,3 19,6 3,3 3,1 5,6 14,7

15 Т1,Т2,Тз 3,6 18,3 8,3 2,5 2,9 4 12,7

16 Д1 4,7 25 7,9 2,3 6,4 1,9 21,1

_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №8/2016 ISSN 2410-700Х_

Горючая часть попутных газов состоит из метана, этана, пропана, бутана и пентана + высшие, из них преобладают метан, этан и пропан. В газах Вятской и Николо-Березовской площадей преобладающими являются этан и пропан, а на Арланской и Новохазинской площадях метан и пропан. В попутных газа наряду с азотом содержится гелий и аргон. В таблице 2, приведены данные по содержанию редких компонентов (аргона и гелия) в попутных газах. На Вятской площади в составе попутного газа обнаружен сероводород. Содержание его в среднем равно 0,15% (21 г на 100 м3).

Таблица 2

Характеристика газа, растворенного в нефти [1].

№ п/п Газ. фактор средне-год., куб м/т Удельный вес по воздуху Состав, % мольные

метан этан пропан изобут. н-бутан

1 13,2-15,5 1,509 6,85 19,91 27,19 5,68 7,23

2 13,2-15,5 1,509 6,85 19,91 27,19 5,68 7,23

3 13,2-13,3 1,509 6,85 19,91 27,19 5,68 7,23

4 13,2 1,509 6,85 19,91 27,19 5,68 7,23

5 12,4 1,509 6,85 19,91 27,19 5,68 7,23

6 20,3 1,41 22,37 10,59 18,20 3,45 6,62

7 15,6-18,8 1,51 13,24 9,08 19,24 3,57 7,56

8 15,6-18,8 1,51 13,24 9,08 19,24 3,57 7,56

9 15,6-18,8 1,51 13,24 9,08 19,24 3,57 7,56

10 15,6-18,8 1,539 13,24 9,08 19,24 3,57 7,56

11 15,6-18,8 1,539 13,24 9,08 19,24 3,57 7,56

12 15,6-18,8 1,539 13,24 9,08 19,24 3,57 7,56

13 15,6-18,8 1,539 13,24 9,08 19,24 3,57 7,56

14 15,6-18,8 1,521 13,24 9,08 19,24 3,57 7,56

15 8,3-9,2 1,502 11,45 15,01 19,54 3,57 6,84

16 7,9

№ п/п пентан+высшие гелий сероводород азот углекислый газ

1 4,78 0,52 26,7 1,31

2 4,78 26,7 1,31

3 4,78 26,7 1,31

4 4,78 26,7 1,31

5 4,78 26,7 1,31

6 4,88 0,03 32,99 0,9

7 7,73 40,65 1,05

8 7,73 40,65 1,05

9 7,73 40,65 1,05

10 7,73 40,65 1,05

11 7,73 40,65 1,05

12 7,73 40,65 1,05

13 7,73 40,65 1,05

14 7,73 40,65 1,05

15 11,67 36,46 1,26

16

Список использованной литературы:

1. Баймухаметов К.С. Месторождения нефти и газа, Паспорт №86. Уфа: ООО «БашНИПИнефть», 2001.

© Шамсиахметова Г.И., 2016

cyberleninka.ru