Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Месторождение нефти советское


Советское: вторая жизнь крупнейшего месторождения Томской области - Как это работает

26 августа 2016 / Партнерский материал / Фото: Роман Сусленко

Советское месторождение по праву занимает особое место среди месторождений Томской области. Это старейший и крупнейший нефтяной промысел региона. Его разработка началась еще в 1962 году — тогда с первой пробуренной скважины было получено более 500 тысяч тонн нефти.

Долгие годы именно Советское оставалось флагманом нефтяной отрасли области, на пике его освоения компания «Томскнефть» добывала здесь до 5 млн тонн нефти. Компания продолжает работу на месторождении и сегодня — в настоящее время наступила третья стадия его разработки.

Нефтяная кладовая

За полвека промышленной эксплуатации на Советском было добыто более 180 млн тонн нефти — это почти треть всей добытой нефти компании «Томскнефть». Аналогов Советскому в Томской области нет, говорят геологи — это самое крупное по запасам и уникальное по геологическому строению месторождение.

Сегодня годовые объемы добычи, по сравнению с предыдущими, сократились, но стабильно поддерживаются на уровне 2 млн тонн. Четвертая часть всех извлекаемых природных запасов «Томскнефти» по-прежнему находится на Советском. Здесь много старых скважин, возрастом почти в 30 лет. Поэтому одна из ключевых задач компании — не только поддерживать существующий уровень, но и наращивать объемы нефтедобычи.

— Никто не будет спорить с тем фактом, что работать на новых месторождениях проще, чем на тех, где разработка ведется десятилетиями, — говорит главный геолог ОАО «Томскнефть» ВНК Сергей Захаров. — Когда все только начинается, есть проектный документ, месторождение разбурено и законтурено разведочной скважиной, ты просто идешь по сетке и буришь. А вот когда работаешь на месторождении, которому 30, 40 и даже 50 лет, то сталкиваешься с большим количеством нюансов.

Работа на таком месторождении требует особого подхода, поэтому особую ставку в «Томскнефти» делают на современные, наиболее эффективные технические решения, которые позволяют решать целый спектр проблем, связанных с разработкой и добычей. К их числу относится технология зарезки боковых стволов.

Дать новую жизнь

Возвращение к старым скважинам для получения дополнительной добычи — метод не новый, но по-прежнему эффективный. Именно зарезку боковых стволов (ЗБС) называют уникальной технологией, способной, без преувеличений, дать месторождению вторую жизнь.

Технология позволяет не только увеличивать дебит старых скважин и включать в разработку пласты, которые раньше были недоступны или считались нерентабельными, но и восстанавливать продуктивность аварийных скважин, обходить зоны загрязнения и обводнения.

Ключевое преимущество — значительное снижение затрат и сроков окупаемости строительства боковых стволов по сравнению с бурением новых скважин. Экономия достигается благодаря использованию большей части ствола существующей скважины и уже имеющейся инфраструктуры месторождения. Боковой ствол проходит вблизи продуктивного пласта, который уже имеет точные характеристики по результатам испытаний и эксплуатации старой скважины, а это существенно сокращает затраты на геофизические исследования.

— Как ведется бурение: на глубине порядка 2,2-2,5 тысяч метров в эксплуатационной колонне вырезаем «окно», затем под углом в 70 градусов углубляемся в породу и постепенно выходим в горизонт, — рассказывает ведущий инженер ПОБ и РС Дмитрий Бабкин. — Протяженность горизонтальной скважины может составлять порядка 300 метров, а диаметр боковых стволов меньше, чем диаметр эксплуатационный колонны.

ЗБС активно применяют там, где объемы добычи уменьшились, поскольку технология способна обеспечивать дополнительно добычу до 20 тонн нефти в сутки с каждого ствола. На Советском, где фонд скважин уже довольно старый, «Томскнефть» реализует основной объем ЗБС, треть выводимых из бездействия скважин. В этом году здесь реанимируют 21 скважину из 50 запланированных на 2016-й год.

Больше эффективности

Бурение боковых стволов на Советском производится с использованием растворов на углеводородной основе — это еще один способ, помогающий значительно повысить производительность. Отечественные нефтяные компании активно используют эту технологию уже примерно пять лет.

Нефть на Советском добывают из продуктивных горизонтов группы AB1, над которыми находится прослойка породы — так называемая кошайская пачка, обойти которую на пути к нефтеносному пласту невозможно. По составу это глина, которая имеет чешуйчатую структуру и потому хорошо впитывает воду. При использовании водного бурового раствора от большого количества влаги глина разбухает, стены скважины начинают трескаться и осыпаться. Это значительно усложняет работу: в распоряжении буровиков всего 3–5 суток на то, чтобы успеть провести геофизические исследования, подготовить ствол и осуществить спуск обсадной колонны. К тому же водный раствор способен проникать глубоко в продуктивный пласт, блокировать микропоры и снижать естественную проницаемость скважины. Это может иметь необратимые последствия: скважина начинает давать меньше нефти, чем было запланировано.

Раствор на углеродной основе позволяет решать все эти проблемы. Его основу — около 80% — составляет масло, остальные 20% — вода и химреагенты, которые позволяют раствору сохранять целостность. Масло, в отличие от воды, не обладает такой проникающей способностью, и поэтому меньше впитывается породой. Плюс по составу оно ближе нефтеносным пластам и поэтому не влияет на их продуктивность, как вода. Но главное — при применении углеводородного состава порода может сохранять стабильность до 8 суток, а значит у буровиков увеличивается запас времени.

— Применение раствора на углеводородной основе эффективно и с других позиций, — отмечает Игорь Гавва, ведущий инженер ОТИБ и РС. — Такой раствор не вызывает коррозии промыслового оборудования, при бурении скважины он служит смазочным материалом. Хотя по стоимости водным растворам проигрывает.

Впрочем, отмечают нефтяники, сэкономить удается на многократном применении раствора — после процедуры очистки он снова пускается в дело.

В этом году ОАО «Томскнефть» ВНК отмечает 50 лет с начала производственной деятельности. Компания по-прежнему остается флагманом нефтяной отрасли региона.

Сегодня ОАО «Томскнефть» ВНК является владельцем 25 лицензий на добычу нефти и газа на месторождениях Томской области, 7 лицензий на право пользования недрами в ХМАО-Югре. Кроме того, «Томскнефть» является агентом по разработке двух лицензионных участков ОАО «НК «Роснефть».

«Томскнефтью» на паритетных началах владеют ОАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром нефть».

Фото: Роман Сусленко

obzor.westsib.ru

Советское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Советское месторождение

Cтраница 3

Ванадийсодержащие горючие полезные ископаемые. Ванадий концентрируется в асфальтитах ( минерал патронит содержит до 25 % V2O5 - Перу), битумах нефти, горючих сланцах. Асфальтиты некоторых советских месторождений, по данным А. П. Виноградова и А.  [31]

Оксид алюминия использовался в виде искусственного абразивного корунда с содержанием а - А1203 75 - 85 %, остальное - в растворенном виде оксиды других металлов - железа, хрома. Природный керновый материал Советского месторождения мололся на механической мельнице, отбиралась фракция 140 - 200 мкм, которая обрабатывалась аналогично корунду.  [32]

В своем сообщении министру начальник Главка В. И. Муравленко высказал просьбу по форсированию строительства Сургутской ГРЭС, усилению темпов строительства линий электропередачи на нефтяные месторождения, улучшению надежности существующих электрических сетей. Министром были одобрены основные направления в развитии нефтяной энергетики Западной Сибири и приняты меры по ускорению строительства энергообъектов. В 1971 г. была введена в эксплуатацию пускорезерв-ная электростанция Сургутской ГРЭС мощностью 24 МВт, построены линии электропередачи на Самотлорское, Ватинское, Мамонтовское и Советское месторождения.  [33]

Описанный у Low1 и Моог а2 метод осаждения молибдена в виде молибдата свинца по Bonardi с успехом может быть применен к мо-либденитовым концентратам и рудам. Лишь руды с очень малым содержанием молибдена лу ше англизировать по колориметрическому методу. Определение молибдена по методу Bonardi проходит быстро и с достаточной для заводской практики точностью, тем более, что в молибдените советских месторождений вольфрам грисутствует в минимальных количествах.  [34]

Анализ результатов ингибирующей способности асфальте-нов на модельной реакции иншдиированного окисления кумола показал / 2 /, что в состав асфальтенов входит около 10 % высокоэффективных стабилизаторов. Это вполне естественно для всфальтенов, представляющих собой сложную смесь различных фракций, отличающихся по молекулярной массе, содержанию ароматических и гетероатомных структур. Итак установлена возможность выделения из асфальтенов некоторой части с повышенной ингибирующей способностью. С этой целью была проведена селективная экстракция асфальтенов нефти Советского месторождения Томской области последовательно растворителями: гептаном, нонаном, диоксаном, ацетоном, бензолом.  [35]

Гесс ( 292) полагает, что эти вещества адсорбированы асфальтом из водных растворов. Случаи эти интересно поставить в связь с открытием ванадия в - золе некоторых углей, потому что зола тех именно аофаль-тов содержит иногда до 40 % ванадия, которые ( приурочены к районам промышленной добычи ванадиевых руд. В этих районах содержание в золе углей ванадия давно обратило па себя внимание. Проникание ванадия пз осадочных пород в живые деревья и затеи в угли, нахождение этого элемента в золе асфальтов и странная роль урана в генезисе ванадиевых минералов обещают раскрыть одну из очень интересных страниц геохимии. Было бы чрезвычайно интересно собрать относя щийся сюда материал для асфальтов советских месторождений.  [36]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Нефтяное месторождение - советский союз

Нефтяное месторождение - советский союз

Cтраница 4

В 1934 г. впервые В. В. Билибиным ( для X пласта месторождения Бухта Ильича) и М. А. Ждановым ( для пласта Са Апшеронского-месторождения) была показана методика выбора различных вариантов размещения скважин на основе геологических данных путем статистической обработки основных показателей: количества скважин, общей добычи, добычи на одну скважину и общего срока разработки; при этом экономические показатели определялись выбором такой системы разработки, которая обеспечивала максимальный коэффициент отдачи. Комплексность, примененная в указанных расчетах, является основой и в настоящее время с той лишь существенной разницей, что вместо несовершенного расчета статистическим методом используются гидродинамические расчеты подземной гидравлики, позволившей поднять на более высокую ступень методику проектирования разработки нефтяных месторождений Советского Союза. Значительно улучшилась и методика экономических расчетов различных проектных вариантов размещения скважин.  [46]

Сетки расположения скважин по форме бывают равномерные и неравномерные. Равномерная сетка может быть треугольной ( или в то же время шестиугольной) и квадратной. На нефтяных месторождениях Советского Союза при использовании равномерной сетки применяют треугольную.  [47]

По форме различают равномерные и неравномерные сетки расположения скважин. На нефтяных месторождениях Советского Союза при использовании равномерной сетки применяют треугольную.  [48]

При освоении новых месторождений важную роль играет прогрессивный метод нефтеотдачи - законтурное и внутриконтурное заводнение нефтяных пластов. Применение этого метода обеспечивает повышение удельного веса фонтанной добычи нефти. Заводнение продуктивных пластов ( как метод поддержания пластового давления) применяется, за редким исключением, на всех нефтяных месторождениях Советского Союза.  [49]

Учет всех специфических факторов при описании процесса вытеснения нефти воде и приводит, как правило, к сложным моде лям. Аналитическое решение удается осуществить лишь для идеализированных моделей, в остальных случаях приходится использовать различные приближенные методы. Качество полученных результатов определяется принятыми в методике допущениями и априорными предположениями. Эти методики с успехом использованы при проектировании многих нефтяных месторождений Советского Союза.  [50]

В тех случаях, когда ни одна фракция, характеризующая псаммиты, алевриты и пелиты, не достигает 50 %, породы этой группы имеют удельную поверхность 900 - 2100 CMZJCMZ. Таким образом, четвертая группа пород по удельной поверхности полностью относится к алевритам и будет обладать в основном всеми присущими им свойствами. Не исключена возможность, что более дробное деление группы алевритов представляет практический интерес, поскольку основная масса нефтесо держащих пород по удельной поверхности относится к алевритам. В табл. 5 в качестве примера приведены данные по удельной поверхности небольшого числа кернов некоторых нефтяных месторождений Советского Союза.  [51]

С происходит резкое уменьшение коэффициента вытеснения. В этой работе впервые показана возможность образования структуры в нефти при низких температурах. Однако исследования парафинистых нефтей обычно проводились с моделями нефтей или нефтями, обладающими весьма высокими коэффициентами вязкости, нетипичными для большинства нефтяных месторождений Советского Союза.  [52]

В ответ на вопрос Фозергилла я должен сознаться, что не имею ясного представления, каким образом образовались трещины в формации спраберри. Направление трещин с северо-востока на юго-запад заставляет думать, что на них повлияла стадия регионального тектонического стресса, как бы слабо она но проявлялась. Формация имеет пермский возраст и на нес мог повлиять Ларамийский орогенез в конце мелового периода. Тип трещшюнатости, показанный па фиг. Среди нефтяных месторождений Советского Союза также встречаются трещиноватые коллекторы. Так, например, некоторые нефтяные месторождения с трещиноватыми коллекторами были открыты в Уральской предгорной депрессии в пределах Урало-Волжской нефтеносной области. Трещиноватые пермские глинистые сланцы и известняки, сложенные в брахртантиклинальные складки, содержат нефть. Открытые трещины заполнены нефтью, нефтяные залежи подстилаются подошвенной водой.  [53]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нефтяное месторождение - советский союз

Нефтяное месторождение - советский союз

Cтраница 3

В некоторых справочниках и монографиях, выпущенных в различные годы и посвященных в основном описанию геологического строения нефтяных месторождений Советского Союза, приведены результаты исследования товарных нефтей.  [31]

Сначала в Горной академии, а затем в Московском нефтяном институте И. М. Губкин читает созданные им специальные курсы: Нефтяные месторождения Советского Союза, Нефтяные месторождения зарубежных стран, Учение о нефти и др. Как содержательны были лекции И. М. Губкина, можно судить, например, по такому факту, что их посещали профессора Горной академии. Позже по инициативе И. М. Губкина были организованы специализированные нефтяные институты и техникумы в Баку, Грозном и других городах Советского Союза.  [32]

Перечисленные достоинства блоковых систем заводнения нефтяных залежей привели к тому, что они в настоящее время широко применяются при разработке нефтяных месторождений Советского Союза.  [33]

Большой интерес представляют приведенные в работе фактические данные ( табл. 4.1) о влиянии скорости фильтрации на полноту извлечения нефти по некоторым нефтяным месторождениям Советского Союза, находящимся в конечной стадии разработки. Из таблицы видно, что рассматриваемые пласты разрабатывались при скоростях фильтрации, изменяющихся в весьма широких пределах - от 10 до 128 м / год.  [34]

Следует планировать разработку с отбором основных запасов нефти при непрерывно возрастающем обводнении ( а не при 15 - 25 %, как это иногда делается), о чем свидетельствует вся практика разработки нефтяных месторождений Советского Союза и за рубежом.  [35]

Применяются равномерные треугольные, квадратные и шестиугольные сетки. На нефтяных месторождениях Советского Союза наиболее широко применяется треугольная сетка, поскольку она обеспечивает наиболее полное извлечение нефти из пласта.  [36]

Весьма перспективны термические методы воздействия на пласт, впервые предложенные в СССР и изучаемые в ряде институтов страны. По предварительным данным, среди нефтяных месторождений Советского Союза много объектов, где могут быть использованы термические методы воздействия, однако эти объекты мало изучены.  [37]

Не менее важным резервом развития нефтяной промышленности является дальнейшая интенсификация процесса разработки. Результаты теоретических исследований и опыт разработки нефтяных месторождений Советского Союза убедительно показывают, что курс на интенсификацию систем воздействия при разработке залежей в условиях заводнения вполне оправдан.  [38]

Настоящая книга посвящена решению ряда гидродинамических и технико-экономических задач, связанных с разработкой нефтяных месторождений путем использования систем площадного, очагового и избирательного заводнений. Рассмотрен опыт применения площадного заводнения на нефтяных месторождениях Советского Союза, детально описана практика использования очагового заводнения на Ромашкинском нефтяном месторождении. На примере Абдрахмановской, Южно-Ромашкин - ской и Зай-Каратайской площадей этого месторождения показано, что применение очагового заводнения позволило поднять уровень добычи нефти, существенно увеличить нефтеотдачу продуктивных пластов.  [39]

Значительно сложнее решается вопрос об оценке показателей процесса вытеснения из объектов, в которых продуктивные прослои сообщаются между собой. В то же время на многих нефтяных месторождениях Советского Союза, где разрабатываются совместно несколько пластов, имеются многочисленные данные о слиянии пластов различной характеристики на значительных площадях. Кроме того, при больших расстояниях между скважинами, типичных для месторождений Советского Союза, безусловно, имеются зоны слияния пластов, не обнаруженные бурением.  [40]

По существу, учет влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения сводится к учету влияния неоднородности пласта. Наиболее серьезные упущения при составлении проектов разработки нефтяных месторождений Советского Союза допускались в прошлом именно вследствие полного или частичного игнорирования неоднородности пласта.  [41]

На рис. 54 приведен общий вид гидроциклонного двухъемкост-ного сепаратора, разработанного в институте Гипровостокнефть. Сепараторы этого типа довольно широко применяют на нефтяных месторождениях Советского Союза. Принцип работы их заключается в следующем.  [43]

Приводимые сводные таблицы III.2 и III.3 ( классификационные шкалы) по твердости рш и коэффициенту пластичности k были получены в результате обработки большого материала. В таком виде они в достаточной степени отражают механические характеристики комплекса осадочных пород нефтяных месторождений Советского Союза. Проводятся работы по уточнению классификационных признаков как по петрографическим признакам пород, так и по их механическим свойствам.  [44]

Одной: з наиболее распространенных форм математических моделей нефтяного пласта, применякп тхся при проектирования разработки нефтяных месторождений с заводнением, является слоистая модель. Слоистая модель пласта - основа расчетных методик, используемых зо многих институтах ( ВНИИ, ТзтНИПИ, БашНИШ, СибНИГШ, Гипровостокнефтъ и др., а также за рубежом) - прошла широкую практическую апробацию при проектировании большинства нефтяных месторождений Советского Союза и других стран мира.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Месторождение - советский союз - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Месторождение - советский союз

Cтраница 1

Месторождения Советского Союза в настоящее время разрабатываются, в основном, скважинами со 146 - 168-мм эксплуатационными колоннами. Высокие коллекторские свойства продуктивных пластов месторождений Тюменского Севера позволяют осуществлять их разработку скважинами с увеличенным диаметром эксплуатационной колонны. Но с ростом диаметра скважин увеличиваются последствия от их отказа ( восстанавливаемого или не восстанавливаемого), что, естественно, отразится на надежности добычи газа.  [1]

Среди месторождений Советского Союза нефтяные месторождения Азербайджана занимают особое место, определяемое много-пластовостью, наличием различных типов залежей и режимов, а главное, длительностью разработки многих месторождений. В настоящее время в Азербайджане эксплуатируется 39 нефтяных месторождений, значительная часть которых находится в разработке уже десятки лет; только некоторые из них разрабатываются менее 10 лет. В связи с этим по многим нефтяным залежам, находящимся на поздней стадии разработки, значения коэффициентов использования запасов нефти можно расценивать как весьма близкие к коэффициентам нефтеотдачи.  [2]

Ряд месторождений Советского Союза разрабатывается при упругом режиме, поэтому нередко при эксплуатации скважин возникает необходимость уменьшать забойные давления ниже давления насыщения. В этом случае приток нефти к скважинам осуществляется за счет энергии выделяющегося газа и упругого запаса законтурной области. В работе [8] было дано приближенное решение задачи о фильтрации газированной нефти в этих условиях, когда задано изменение дебита во времени.  [3]

На месторождениях Советского Союза и за рубежом применяют НКТ наружным диаметром от 26 7 до 114 3 мм с высаженными концами, без высадки или с раструбом на муфтовом конце трубы. Для соединений НКТ наряду с обычной резьбой с конусностью 1: 16, углом профиля 60 и шагом 3 175 или 2 54 мм используют специальные трапецеидальные или упорные резьбы.  [4]

На месторождениях Советского Союза наиболее распространен разрушение эмульсий термохимическим способом. Широкое рас пространеттие этот способ получил благодаря таким преимуществам как возможность менять реагенты-деэмульгаторы без изменени оборудования и аппаратуры, простота технологического оформления К недостаткам термохимического способа относятся большие потер легких фракций нефти от испарения при отстаивании подогрето: эмульсии в негерметизированных резервуарах.  [5]

В месторождениях Советского Союза встречаются жилы асбеста пониженной прочности, а иногда и ломкий асбест. Пучок волокна асбестг пониженной прочности ( толщиной 0 5 - 1 мм), согнутый до 180, не ломается и при освобождении выпрямляется, обладая необходимой упругостью.  [7]

Нефти большинства месторождений Советского Союза характеризуются вязкопластичными свойствами, проявляющимися в наличии начального градиента давления сдвига. Как правило, такие нефти характеризуются и значительным проявлением вязкопластичных свойств ( неньютоновским характером фильтрации в пористой среде) и представляют собой наиболее общий и сложный случай проявления специфических термогидродинамических условий фильтрации.  [8]

Нефти многих месторождений Советского Союза - Азербайджана, Татарии, Башкирии, Мангышлака - характеризуются вязкопла-стичными свойствами, проявляющимися в наличии начального градиента давления сдвига.  [9]

Газовые конденсаты месторождений Советского Союза являются прекрасным сырьем для получения синтетических материалов.  [10]

Нефть ряда месторождений Советского Союза содержит много парафина, который отлагается па внутренней поверхности трубопроводов, уменьшая их эффективное сечение. Во время производственных испытаний использовали лак на смоле 3 - 40, пластифицированный 20 % совола к отвержденный гексаметклендиаыинсы; нанесение лака на внутреннюю поверхность труб проводилось методом облива.  [11]

Фосфориты многих месторождений Советского Союза обладают хоро шей растворимостью.  [12]

Газовые конденсаты месторождений Советского Союза являются прекрасным сырьем для получения синтетических материалов.  [13]

Нефть ряда месторождений Советского Союза содержит много парафина, который отлагается па внутренней поверхности трубопроводов, уменьшая их эффективное сечение. Во время производственных испытаний использовали лак на смоле 3 - 40, пластифицированный 20 % совола к отвержденный гексаметклендиаыинсы; нанесение лака на внутреннюю поверхность труб проводилось методом облива.  [14]

На большинстве месторождений Советского Союза отмечена прямая связь между давлением нагнетания и толщиной, принимающей воду.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нефтяное месторождение - советский союз

Нефтяное месторождение - советский союз

Cтраница 2

В настоящее время из всех нефтяных месторождений Советского Союза извлекается около 500 млн. м3 пластовых вод в год.  [17]

В составе газовых бензинов некоторых нефтяных месторождений Советского Союза, в том числе Татарии и Башкирии, содержится до 25 % азопентана [1], который после выделения может служить ценным сырьем для получения синтетического каучука. Химическая переработка изопентана выдвигает жесткие требования к чистоте этого продукта.  [19]

Расширение использования заколонных пакеров на нефтяных месторождениях Советского Союза требует организации регулярного контроля со стороны производственных объединений за правильностью выбора мест и точностью установки пакеров, соблюдением заданных режимов паке-ровки.  [20]

На современном этапе развития технического прогресса нефтяные месторождения Советского Союза эксплуатируются на строго научных технических основах но рациональным технологическим схемам, разрабатываемым специализированными научно-исследовательскими организациями.  [21]

Таким образом, высокие темпы разработки нефтяных месторождений Советского Союза, обеспечивающие высокоэффективные показатели, можно считать вполне научно обоснованными.  [22]

Многочисленные замеры начального пластового давления в нефтяных месторождениях Советского Союза и за рубежом показали, что пластовое давление увеличивается с глубиной, подчиняясь определенной закономерности; оно изменяется в пределах 0 8 - 1 2 am на каждые 10 м глубины ( от Н / 12 до Я / 8, где Н - глубина скважины в м) и в среднем составляет 1 am на 10 м ( Н / 10), что соответствует гидростатическому давлению воды.  [23]

Геолого-промысловыми исследованиями установлено, что большинство пластов нефтяных месторождений Советского Союза и зарубежных имеют слоистую структуру и являются слоисто-неоднородными по проницаемости. В связи с этим наиболее распространенной является схема слоисто-неоднородного по проницаемости пласта. Эта схема предполагает, что слои мощностью ht и проницаемостью kt вероятностно распределены по общей эффективной мощности пласта.  [24]

В работах М. М. Ивановой [54 ] проанализирован богатейший опыт разработки нефтяных месторождений Советского Союза. Подробно показано многообразие геологических характеристик нефтяных месторождений, необходимость в связи с этим дифференцированного подхода к разработке месторождений с различными условиями.  [25]

При изложении всех перечисленных вопросов широко используется опыт разработки нефтяных месторождений Советского Союза, в первую очередь нефтяных месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей. Изложение теоретических вопросов ведется по возможности без применения элементов высшей математики, что делает книгу доступной для лиц, не имеющих специальной математической подготовки.  [26]

Анализ использования метода проталкивания нефти газом или воздухом на нефтяных месторождениях Советского Союза показал, что наиболее благоприятными объектами для вытеснения нефти газом ( воздухом) являются плотные, малопроницаемые коллекторы.  [27]

Для изучения коэффициента нефтеотдачи пласта проводятся большие исследования на разрабатываемых нефтяных месторождениях Советского Союза. В зонах, где контур нефтеносности уже продвинулся и нефть заменена водой, бурят специальные оценочные скважины, отбирают керши из продуктивной части пласта и проводят весь комплекс промыслово-геофизических исследований скважин.  [28]

Для изучения коэффициента нефтеотдачи пласта проводятся большие исследования на разрабатываемых нефтяных месторождениях Советского Союза. В зонах, где контур нефтеносности уже продвинулся и нефть заменена водой, бурятся специальные разведочные скважины, отбираются керны из продуктивной части пласта, проводится весь комплекс промыслово-геофизических исследований скважин. Такие исследования проводятся в реальных условиях пласта на Бавлинском, Туймазинском и других нефтяных месторождениях, и безусловно они позволят точнее определить по промысловым данным этот важный показатель разработки.  [29]

Ниже рассматриваются некоторые схемы станций очистки сточных вод, получившие распространение на нефтяных месторождениях Советского Союза и за рубежом.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Содержание парафинов в нефтях месторождении Советского Союза

    Массовая доля индивидуальных парафиновых углеводородов С4— q в наиболее перспективных нефтях Советского Союза — западно-сибирских — в зависимости от месторождения колеблется от 7,46 до 16,17%, в том числе парафиновых углеводородов изостроения от 3,31 до 8,26%. Содержание углеводородов С4-С20 составляет около 20%. Отношение углеводородов нормального и изостроения изменяется от 0,3 до 0,8 [10, с. 126]. [c.6]     Нефти западных и юго-западных районов Советского Союза (Украина, Северный Кавказ, Закавказье, Туркмения, Казахстан), Румынии, некоторых месторождений США (Пенсильвания, Канзас, Оклахома), Китая, Индии и других районов, относящиеся к парафиновым или нафтено-парафиновым типам, как правило, характеризуются низким содержанием серы (не выше 0,5%). [c.330]

    В связи с освоением новых месторождений нефти на ряде нефтеперерабатывающих заводов Советского Союза на установки каталитического крекинга стало поступать сырье, отличающееся от проектного по фракционному и химическому составу. Основное отличие по химическому составу — уменьщение содержания нафтеновых углеводородов (наиболее ценных для каталитического крекинга) и увеличение содержания парафиновых углеводородов. На ряде заводов из-за увеличения переработки сернистых и высокосернистых-нефтей в сырье для крекинга увеличилось содержание сероорганических углеводородов и смол. Поэтому возникла необходимость варьировать технологические параметры, чтобы при переработке измененного сырья ухудшения технико-экономических показателей работы установок каталитического крекинга были минимальными. Такое применение лучше всего можно проиллюстриров ать данными Ново-Грозненского нефтеперерабатывающего завода [38]. В сырье, перерабатываемом на этом заводе, возросла доля высокопарафинистых дистрллетов из озексуатской и грозненской нефтей, а также доля фильтрата с производства парафина при одновременном уменьшении доли дистиллятов из малгобекскои тяжелой, сунженских и туркменских нефтей. [c.38]

    Каталитическая дегидрогенизация циклогексановых углеводородов, столь успешно изучавшаяся Зелинским и его многочисленными учениками, позволяет полностью превраш ать имеющиеся в бензинах природных нефтей гексагидроароматические углеводороды в ароматические при температурах -300°С. Эта реакция имеет большую ценность для детального исследования бензинов прямой онки, и с еа помощью удалось охарактеризовать содержание нафтенов сшестичленнымцикломвдлинномрядесоветских бензинов различных месторождений [1 ], причем это исследование далеко еще не может считаться законченным. Поскольку образующаяся при дегидрогенизации циклогексановых углеводородов ароматика легко удаляется хотя бы в виде сульфокислот, а остающиеся парафиновые и циклопентановые углеводороды представляют собой болео простые смеси, чем исходный бензин, детальное исследование их должно быть проще. Этот вывод подверждается, например, работой Казанского и Гасан-Заде [2], которые обследовали по такой схеме состав бензина калинской нефти и установили наличие в нем 23 углеводородов различных классов. Если принять во внимание, как мало пока исследованы бензины нефтей Советского Союза в отношении состава и строения входящих в них индивидуальных углеводородов, то станет ясным, что применение в этом направлении дегидроге-низационного катализа но Зелинскому сулит широкие перспективы. [c.189]

chem21.info