Справочник химика 21. Описание месторождения нефти


История разработки нефтегазовых

 

 

Природные топливно-энергетические ресурсы и созданный производственный, научно-технический и кадровый потенциал энергетического сектора экономики – национальное достояние России. Эффективное его использование является необходимой основой выхода страны из кризиса и перехода на траекторию устойчивого развития, обеспечивающего рост благосостояния народа. Растущая мощность экономики и промышленности России требует огромное количество нефти и газа для своего нормального функционирования, а следовательно все больше месторождений природного топлива должно быть разведано и поступить в разработку.

Экономическое значение разработки нефтегазовых месторождений

По геологической характеристике в 1990 г. открытые месторождения нефти и газа в Восточной Сибири были разбросаны по большой территории, удалены от существующих магистральных трубопроводов, принадлежали различным недропользователям. Сложные природно-климатические условия, слабая изученность региона, полное отсутствие транспортной и промышленной инфраструктуры сдерживали потенциальных инвесторов в принятии решений по обустройству месторождений и строительству трубопроводов.

Имелись факторы, осложняющие освоение газовых месторождений Восточной Сибири. Прогнозируемые здесь дебиты скважин были относительно невысокие. В газе восточносибирских месторождений содержится большое число компонентов, являющихся ценным сырьем для газохимической промышленности, и этот газ нельзя использовать в качестве топлива без их отбора и переработки. Следовательно, кроме обустройства промыслов, необходимо было строить мощные газохимические производства. Нужны были также специальные хранилища для гелия. Все эти факторы обусловливали высокие удельные капиталовложения при освоении месторождений и не позволяли наращивать добычу газа высокими темпами.

Обвальный переход от плановой системы хозяйствования к рыночной экономике и обеспечение экономической основы суверенитета России в области горнодобывающей промышленности потребовали в первую очередь сосредоточить внимание на разрешительной системе предоставления прав недропользования без изменения ее основных принципов: государственной формы собственности на недра и административно-правового регулирования недропользования. Считалось, что это позволит решить большинство текущих проблем. С августа 1992 г. началась выдача лицензий действующим предприятиям, имевшим право на разработку месторождений до выхода Закона РФ «О недрах». С 1993 г. стали проводить конкурсы и аукционы на новые участки недр для выбора претендентов на получение лицензии.

К началу 1997 г. в России было открыто 2458 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Из них на 86 % были выданы лицензии – как на право добычи УВ, так на их поиск и разведку на лицензионных участках, в том числе лицензии были выданы на все разрабатываемые месторождения и 80 % подготовленных к разработке месторождений.

Уже первые результаты лицензирования позволили официальному представителю Комитета РФ по геологии и использованию недр (ныне Министерство природных ресурсов РФ) – государственного органа управления фондом недр – сделать вывод о том, что практика применения Закона РФ «О недрах» показала, что заложенные в основу принципы недропользования отвечают сложившейся экономической и политической ситуации в Российской Федерации, позволяют эффективно развивать рыночные отношения в горнодобывающих отраслях промышленности, обеспечивать рациональное использование ресурсов недр как в интересах территорий, так и Российской Федерации в целом. Так, Государственной программой России по обеспечению нефтью и нефтепродуктами на 1992-1995 гг. и до 2000 г. (Минтопэнерго РФ, май 1992 г.) предполагалось в период 1992-2000 гг. ввести в эксплуатацию по России в целом 551 нефтяное месторождение с доказанными извлекаемыми запасами 5132 млн. т, в том числе в Тюменской области 183 с запасами 4061 млн. т. Однако эти ожидания не совсем оправдались. В 1988 г. объем буровых геологоразведочных работ на нефть и газ достиг максимума – 6,05 млн. м, что позволило в этом году прирастить запасы нефти до 1186 млн. т и газа до 2000 млрд. м3 и открыть 97 месторождений нефти и 11 – газа. После 1988 г. происходит снижение объема поисково-разведочных работ, особенно резко - после 1990 г.

Характеристика основных месторождений нефти и газа

Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти. По разведанным запасам нефти в 1992 году Россия занимала второе место в мире вслед за Саудовской Аравией, на территории которой сосредоточена треть мировых запасов. Из них запасы России - 20,2 млрд. т. Запасы бывшего СССР на 1991 год составляли 23,5 млрд. тонн. Если учесть низкую степень подтверждаемости прогнозных запасов и еще большую долю месторождений с высокими издержками освоения (из всех запасов нефти только 55% имеют высокую продуктивность), то общую обеспеченность России нефтяными ресурсами нельзя назвать безоблачной.

Даже в Западной Сибири, где предполагается основной прирост запасов, около 40% этого прироста будет приходиться на долю низкопродуктивных месторождения с дебитом новых скважин менее 10 т в сутки, что в настоящее время является пределом рентабельности для данного региона Глубокий экономический кризис, охвативший Россию, не обошел и отрасли топливно-энергетического комплекса, особенно нефтяную промышленность. Это выразилось прежде всего в ускоряющемся сокращении объемов добычи нефти начиная с 1989 года.

В 1990-2000 гг. состояние нефтяной промышленности России характеризовалось сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин; повсеместном переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении фонтанизирующих скважин; отсутствием сколь-либо значительного резерва крупных месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений; расположенных в необустроенных и труднодоступных районах; прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли; недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.

На территории Российской Федерации в тот период (и по настоящее время) находились три крупных нефтяные базы: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская. Основная из них - Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

В период с 1990 по 2000 гг. на территории Западной Сибири добывалось 70% российской нефти. В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой. Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. Для нефтяной промышленности Тюмени характерно снижение объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415.1 млн. тонн, к 1990 году нефтедобыча снизилась до 358,4 млн. тонн, то есть на 13.7 процента, эта тенденция падения добычи сохранялась и в 1994 году.

Переработка попутного нефтяного газа Тюмени осуществлялась на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах. На них, однако, использовалось лишь около 60% добываемого с нефтью ценнейшего нефтехимического сырья, остальное количество сжигалось в факелах, что объяснялось отставнием ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах.

Вторая по значению нефтяная база в период 1990-2000 гг. - Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дало 24% нефтедобычи страны. Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области давали Татария, Башкирия Куйбышевская область. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступала по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенным главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и состава вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования. Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику Коми, где велась добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также нефть Дагестана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным серы. В ставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке.

Третья нефтяная база - Тимано - Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область давала лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Уралоповолжье - 94%). Добыча нефти велась на месторождениях Усинское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и другие. Тимано - Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считалась достаточно перспективным. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры в то время хранили 2,5 миллиарда тонн нефти. Сегодня различные компании уже инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь 730 млн. тонн нефти, что составляет два годовых объема добычи Российской Федерации.

В 1996 г. газовой промышленности России исполнилось 50 лет. Конечно, среди других крупных отраслей ТЭК – угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю, она представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас, в условиях кризиса, отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста. На природный газ возлагались и возлагаются большие надежды, как на наиболее дешевое высокоэкологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего тепла земли). Кроме того, на территории России имеются огромнейшие запасы этого вида топлива. Именно поэтому необходим тщательный анализ газовой промышленности, как одной из самых важных отраслей для экономики России.

Сначала необходимо понять, что представляет собой газ и где он применяется. Газ – лучший вид топлива. Его отличают полнота сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирования процесса горения; высокий коэффициент полезного действия топливоиспользующих установок; экономичность и простота транспортировки к потребителю; возможность хранения в сжатом и сжиженном состоянии; отсутствие вредных веществ.

Немалую роль играет и низкая стоимость добычи газа по сравнению со стоимостью добычи других видов топлива — угля, торфа, нефти. Если принять стоимость угля (в пересчете на 1 т условного топлива) за 100%, то стоимость газа составит только 10 %. Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место в топливно-энергетической и сырьевой базе. В этой связи наращивание его запасов и потребления идет высокими темпами.

Природный газ – один из наиболее высокоэкономичных источников топливно-энергетических ресурсов. Он обладает высокой естественной производительностью труда, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. Благоприятные естественные предпосылки природного газа и высокий уровень научно-технического прогресса в его транспортировке во многом обеспечивает ускоренное развитие газодобывающей промышленности.

Газовая промышленность — наиболее молодая отрасль топливного комплекса. Газ применяется в народном хозяйстве в качестве топлива в промышленности и в быту, а также и как сырье для химической промышленности. В народном хозяйстве используется природный газ, добываемый из газовых месторождений, газ, добываемый попутно с нефтью, и искусственный газ, извлекаемый при газификации сланцев из угля. Кроме того, используется газ, получаемый при производственных процессах в некоторых отраслях металлургической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Газ в больших количествах используется в качестве топлива в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности. Крупнейшим потребителем газа в промышленности является черная металлургия. В доменных печах частичное применение природного газа дает экономию дефицитного кокса до 15% (1 куб. м природного газа заменяет 0,9-1,3 кг кокса), повышает производительность печи, улучшает качество чугуна, снижает его стоимость. В вагранках применение газа снижает расход кокса вдвое.

В пищевой промышленности газ применяется для сушки пищевых продуктов, овощей, фруктов, выпечки хлебобулочных и кондитерских изделий. При использовании газа на электростанциях уменьшаются эксплуатационные расходы, связанные с хранением, приготовлением и потерями топлива и эксплуатацией системы золоудаления, увеличивается межремонтный пробег котлов, не занимаются земли для золоотвалов, снижается расход электроэнергии на собственные нужды, уменьшается количество эксплуатационного персонала, снижаются капитальные затраты. Итак, продукция рассматриваемой отрасли обеспечивает промышленность (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловую электроэнергетику (35%), коммунальное бытовое хозяйства (более 10%). Газ – самое экологически чистое топливо и ценное сырье для производства химической продукции.

Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой отраслью. Наряду с поставками по магистральным трубопроводам природного газа (метан с небольшими добавками высших углеводородов) производятся нефть, конденсат, сера, сжиженные газы, машиностроительная и сельскохозяйственная продукция и т.п.. Однако основу отрасли, обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляет Единая система газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспорт природного газа в единую технологическую, техническую и экономическую систему в рамках России, связанную с газоснабжающими системами центрально-азиатских и закавказских республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставки российского газа в три европейские страны СНГ и двадцать других государств Европы.

По промышленным запасам природного газа Россия занимает одно из первых мест в мире, а по разведанным и добыче — первое (40%) и 30%) мировых показателей соответственно). В Европе наша страна — монополист по запасам этого вида топлива. Добыча природного газа в России с 1990 г. практически не снижалась и осталась на уровне 600 млрд м3 в год.

Газовые месторождения находятся, как правило, вблизи нефтяных. Наряду с природным добывается попутный газ (вместе с нефтью на нефтяных месторождениях). Раньше при выходе на поверхность он сжигался, теперь научились газ отводить и использовать его для получения горючего и разных химических продуктов. Добыча попутного газа составляет 11— 12% общей добычи газа. Россия располагает значительными запасами нефти и газа. Основные их залежи расположены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а также на Северном Кавказе и Дальнем Востоке.

В пределах Западно-Сибирской низменности открыты 300 нефтяных и газовых месторождений. На территории Западной Сибири расположены основные запасы природного газа страны. Из них более половины находится на Тюменском Севере, преимущественно в трех газоносных областях. Наиболее крупные газовые месторождения — Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское, Тазовское — открыты в Тазово-Пурпейской газоносной области на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе. Весьма перспективны Ямбургское и Иванковское месторождения природного газа.

В 1990-2000 гг. укрепление топливно-энергетической базы газовой промышленности в нашей стране шло в основном за счет восточных районов и, прежде всего, Западной Сибири. Запасы промышленных категорий в восточных районах составляли 21,6 трлн. куб.м, в том числе на долю Сибири и Дальнего Востока приходилось 16,2 трлн.куб.м или 70,5%. Как сказано выше, основная часть их сосредоточена в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области и приурочена в основном к меловым отложениям. При этом экономико-географическое положение ведущих месторождений газа оценивалось положительно. Около 80% всех запасов газа было сосредоточено на четырех уникальных месторождениях: Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и Медвежьем. Месторождения имели значительные размеры газоносных площадей и высокую концентрацию запасов. Так запасы по промышленным категориям Уренгойского месторождения оценивались в 4,4 трлн.куб. м, Ямбурского - 5,4 трлн.куб. м, Заполярного - 2,0 и Медвежьего - 1,6 трлн.куб. м.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию между Волгой и Уралом и включает территорию Татарстана и Башкортостана, Удмуртской Республики, а также Саратовскую, Волгоградскую, Самарскую, Астраханскую, Пермскую области и южную часть Оренбургской. Велики запасы природного газа на Урале. В Оренбургской области в промышленную разработку в 1990-2000 гг. было введено Оренбургское газоконденсатное месторождение с переработкой 45 млрд м3. Благоприятное географическое положение месторождения вблизи крупных промышленных центров страны на Урале и в Поволжье способствовало созданию на его базе промышленного комплекса.

Тимано-Печерская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой провинции размещена в относительно неглубоких (800—3300 м) и хорошо изученных геологических комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Запасы газа находятся в основном на территории Республики Коми. Крупные месторождения газа — Вуктылское, Василковское, Вой-Вожское, Джеболское. Ведутся усиленные геолого-разведочные работы в акватории Баренцева моря. Европейский Север относится к перспективным районам, располагающим запасами топливных ресурсов, которые приурочены к Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне морей Северного Ледовитого океана. Природный газ и газоконденсат содержат 94% метана и другие ценные компоненты.

В 1990-200 гг. наибольшее внимание уделялось освоению Штокмановского месторождения шельфовой зоны Баренцева моря с запасами, превышающими 3 трлн м3 и Ардалинского месторождения Архангельской области. Коренным образом изменилось в 1990-2000 гг. экономико-географическое положение республики Коми, благодаря открытию Западно-Сибирского природного газа. Сооружение проходящих по территории республики газопроводов способствовало дорожному строительству, развитию строительной индустрии, линий электропередач до компрессорных станций и т. п. Все это создало дополнительные экономические предпосылки для освоения местных природных ресурсов, несмотря на суровые природные условия. Для решения топливо-энергетической проблемы на Дальнем Востоке большое значение имела в 1990-2000 гг. разработка газовых ресурсов Лено-Вилюйской провинции. Группа месторождений газа в Центральной Якутии могла обеспечить потребности в нем не только Дальнего Востока, но и Восточной Сибири.

Оценивая перспективы добычи нефти в России, следует учитывать итоги 1998 г, которые показали, что объем добычи нефти в 303 млн. т достиг порога энергетической безопасности, оцениваемой Минэкономики России в 300 млн. т. Снижение добычи после этого предела будет связано либо с серьезным нарушением внутреннего потребления жидкого топлива в стране, либо со снижением экспортных возможностей России, а в более длительной перспективе может поставить Россию перед необходимостью начать импорт нефти. Оценки перспектив в добыче на 1999-2000 гг. были крайне пессимистические. Эксперты утверждали, что при сохранении цен мирового рынка на уровне 1998 г. и сложившихся налоговых, финансовых, правовых и других макроэкономических и институциональных условий добыча нефти будет сокращаться весьма быстрыми темпами. Но обнадеживающе на фоне этих пессимистических оценок звучали выводы Коллегии Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, которые, хотя и оговаривали наличие в добыче тенденции к дальнейшему снижению, тем не менее отмечали, что положение в нефтяной отрасли нельзя считать катастрофически безнадежным — добычные возможности месторождений пока превышают существующий уровень добычи нефти, все еще сохраняется значительный производственный потенциал, а отрасль располагает технологиями, что в целом создает реальные пpeдпоcылки для стабилизации ее работы.

Для начала 1990-х годов из-за прекращения централизованного бюджетного финансирования характерны значительное замедление темпов развития сырьевой базы и резкий спад активности геологоразведочных работ в нефтегазоносных и перспективных районах. Сокращение инвестиций, ухудшение материально-технического обеспечения, ослабление развития социальной сферы послужили причиной быстрого уменьшения объемов работ всех видов и свертывания большинства программ по воспроизводству запасов и подготовке геологического задела сырьевой базы в новых перспективных районах. В результате впервые за всю историю газодобычи в России прирост запасов не компенсировал уровня добычи, а по Надым-Пуртазовскому району превышение добычи над приростом запасов газа происходит с 1992 г. В 1981-1990 гг. ежегодный прирост запасов составлял в среднем 2 трлн.куб.м, а за последующие 7 лет из-за изменения схемы финансирования геологоразведочных работ на нефть и газ было приращено всего 2,2 трлн.куб.м газа, в то время как накопленная добыча за это же время составила 4,1 трлн.куб.м.

В связи с открытием больших и уникальных месторождений, особенно в Западной Сибири и Урало-Поволжье, разведанные запасы газа до 1991 г. возрастали исключительно высокими темпами и к 1994г. по сравнению с 1951 г. увеличились в 540 раз. К началу 1996 г. разведанные запасы незначительно уменьшились (до 47,7 трлн.куб.м), в основном за счет добычи газа из месторождений Западно-Сибирского региона, в котором сосредоточено 78% всех разведанных запасов России. В целом же, из-за общего дефицита инвестиционных ресурсов, начиная с 1994 г. прирост разведанных запасов газа и нефти не компенсирует их промышленную добычу. Вплоть до 1999 г. пророст запасов газа составлял 60% от его добычи. Это, по сути, означало, что развитие энергоресрурсной базы национальной экономики приобрело в девяностые годы экстенсивный характер. По данным Фонда развития энергетической и инвестиционной политики и проектного финансирования, за девяностые годы объем геолого-разведочных работ на нефть и газ сократился в 3,5 раза.

Начавшееся еще в годы советской власти сокращение добычи нефти, угля и выработки электроэнергии стало быстро нарастать после 1991 г. В меньшей степени это сокращение распространилось и на более устойчивую газовую отрасль. Так, добыча нефти в России, достигнув максимума в 569 млн. т в 1987 г., в 1991 г. снизилась до 462 млн. т и продолжала подать, достигнув в 1998 г. 303 млн. т, сохраняя при этом тенденцию к дальнейшему падению. Добыча газа сократилась с 643 млрд. куб. м в 1991 г. до 591 млрд. куб. м в 1998 г. В целом за 1991-2000 гг. добыча нефти снизилась на 34%, нефтепереработка — на 43%, добыча угля — на 34%, производство электроэнергии — на 23% и добыча газа — на 8%.

История развития почвоведения Значение буровзрывных работ История горного дела, Вклад Плаксина Особенности полуострова Ямал, история освоения Геологическая характеристика Кургасынского месторождения, исследование Биосферные функции гуминовых веществ Взаимодействие гумусовых кислот с ионами металлов



biofile.ru

Характеристика нефтей некоторых месторождений - Справочник химика 21

    Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как Самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Более того, он изменяется в пределах одной и той же залежи. Подобное явление объясняется условия- ми формирования залежи, неоднородностью литологического состава пород, наличием приконтурных вод, газовых шапок и т. д. Поэтому при решении конкретных вопросов разработки и обустройства нефтяных месторождений используют усредненные по залежи значения физико-химических характеристик пластовой нефти. В табл. 1 приведен усредненный компонентный состав нефти отдельных продуктивных пластов некоторых месторождений Западной Сибири [48]. Из таблицы видно, что содержание головных (СН4—С5Н12) парафиновых углеводо родов в нефтях различных [c.5]     Характеристика нефтей некоторых месторождений [c.265]

    ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ НЕКОТОРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ [c.25]

    Общая характеристика нефтей некоторых месторождений Куйбышевской области [c.260]

    Допустимая глубина конверсии, выход и качество продуктов существенно зависят от содержания в исходном сырье серы и асфальтенов. Зависимость допустимой глубины конверсии с получением остатков с одинаковыми осадкообразующими характеристиками от указанных показателей для остаточного сырья нз нефтей некоторых месторождений приведена в табл. 1.2. [c.11]

    Вследствие того, что авиационные бензины вырабатываются из нефтей различных месторождений, а также путем смешения различных высокооктановых компонентов, химический состав и некоторые физико-химические характеристики их несколько отличаются, что видно из табл. 27, где приведены свойства бензинов. [c.108]

    При определении количественных показателей разработки месторождений аномальных нефтей существенное значение имеет величина предельного градиента у. Начальный градиент давления связан с характеристиками пласта. Поэтому его определение важно проводить непосредственно на месторождении на основе промысловых исследований, учитывающих реальные геологические условия. Приведем один из способов определения усредненного значения у из промыслового эксперимента. Пусть добывающая нефтяная скважина, работающая на стационарном режиме с давлением р на контуре питания, мгновенно остановлена. Через некоторое время (теоретически при оо) в пласте установится предельное стационарное распределение давления, имеющее вид линейной зависимости (рис. 11.7) [c.343]

    Несмотря на широкое распространение совместной перекачки газовых конденсатов с нефтями оторочек вопрос дальнейшей переработки этих смесей остается малоизученным. В настоящей работе в качестве сырьевых композиций использовали нефти оторочек различных газоконденсатных месторождений. Некоторые физикохимические характеристики нефтей оторочек представлены в табл. 8.1. [c.196]

    Если пластовую нефть рассматривать еще и как потенциальный топливный источник тепловой энергии, то представляет интерес характеристика элементного состава дегазированных нефтей, который для некоторых месторождений бывшего СССР представлен в табл. 1.29. [c.171]

    Из 3 настоящей главы, где изложены основные материалы по общей физико-химической характеристике нефтей, видно, что нефти всех месторождений, известных в настоящее время в Башкирии, как и нефти прилегающих к ней районов обладают некоторыми общими свойствами. К ним могут быть отнесены такие параметры, как повышенное содержание в них парафина, жидких метановых углеводородов нормального строения и вообще метановых углеводородов, часто высокая сернистость и смолистость и т. д. В то же время по другим параметрам нефти различных месторождений и горизонтов, как правило, существенно, а иногда и резко отличаются друг от друга. [c.214]

    Нефтяные месторождения области группируются в четыре района, два из них — Терский и Сунженский — приурочены к антиклинориям соответствующего названия, третий — к Черногорской моноклинали, четвертый — к Дагестанским антиклинальным зонам. В характеристике нефтей этих районов наблюдаются некоторые особенности. [c.127]

    Практически в мире не добываются нефти, которые не содержали бы некоторое количество серы. Примечательно и то, что из многих тысяч нефтяных месторождений мира, которые в настоящее время находятся в разработке, нет двух нефтей, содержащих одинаковое количество сернистых соединений с совпадающей химической характеристикой. Содержание серы в нефти может составлять от сотых долей до шести и более процентов. Имеются и уникальные месторождения нефтей, в которых содержание общей серы достигает 20% [8, т. 3, с. 257]. [c.10]

    Обш,ая характеристика нефтей некоторых месторождений Куйбышевской области дана в табл. 1. Из этих нефтей вырабатываются компоненты автомобильного бензина (табл. 2), смешением которых получают товарные бензины. -Бензины прямой гонки, обладающие низким октановым числом, составляют большую часть вырабатываемых компонентов, поэтому улучшение их ан-тидетонационных свойств является актуальной задачей, решение которой позволило бы повысить октановые числа товарных бензинов, получаемых из высокосернистых нефтей Куйбышевской области. С этой целью нами была выполнена данная работа. [c.261]

    Нефти некоторых месторождений Башкирии и Татарии относятся к иеньютоновским жидкостям. Известно, что реологические характеристики, структурно-механические свойства этих нефтей зависят в осАовном от состава нефти, содержания в ней парафинов, асфальтено-смолистых компонентов, растворенного газа и температуры. [c.29]

    Общий тип структурной единицы смол и асфальтенев. Сложность и разнообразие химического строения САВ, а также отсутствие единой методологии не только анализа, но и интерпретации экспериментальных данных, усложнили возникновение единых взглядов на многие структурные характеристики. Современный уровень знаний о САВ, применение интегрального структурного анализа дает возможность определить структурно-групповые параметры, дающие некоторое представление о структурной организации САВ, иногда имеющих отдаленное отношение к реально существующей картине. Можно с определенной долей вероятности установить количество структурных единиц, найти число всех атомов, их относительное расположение в молекуле, содержащейся в усредненном продукте, выделенном из нефти определенного месторождения. Все применяемые для анализа структуры методы основываются на предположениях, базирующихся на данных, полученных при исследовании более летучих фракций нефти и они вряд ли применимы для САВ. Однако наглядность в представлении экспериментальных данных и необходимость упорядочения логических выводов приводила многих исследователей к мысли о построении гипотетических моделей молекул смол, а особенно асфальтенов [233, 242], которые по существу являются научной абстракцией. [c.275]

    Для прогноза технологических показателей разработки при обводненности продукции скважин выше некоторого критического значения предлагается использовать зависимости, предложенные Назаровым С.Н. (формула 1) и Камбаровым Г.С. (формула 2). Формулы 1 и 2, по мнению авторов работы [28], удовлетворительно выравнивают характеристики вытеснения на конечной стадии разработки залежей нефти. Для месторождений Куйбышевской области они могут быть использованы, когда обводненность станет больше 60-80%. [c.153]

    Характеристика нефтей пенсильванских отложений представлена в табл. 6 материалом по месторождениям, расположенным в пределах Восточной платформы, в округах, относящихся уже к области свода Бенд, а также во впадине Мидлэнд. Это нефти преимущественно легкие, метаново-нафтенового характера. Некоторым развитием среди них пользуются разности с содержанием серы, достигающим 0,4—0,5%. Соответствующие залежи отмечены в северных округах (Кент, Стонуолл), на которых сказывается уже известная общность геологической истории с областью Уичита — Амарильо (см. ниже стр. 53). [c.51]

    Дегазированные нефти месторождения Майли-Су малосернистые (класс I), высокопарафиноБые (вид Пз). По некоторым характеристикам нефти разных горизонтов значительно отличаются друг от друга, например по содержанию смол. [c.512]

    Первая большая работа по систематизации фактического материала по анализу нефтей внекавказских месторождений была проведена во ВНИТОНефть в 1947 году. Результаты этой работы опубликованы в справочнике Советские нефти [46]. В этой книге, в частности, была дана характеристика некоторых нефте й Башкирии, открытых до 1947 года (нефтей Ишимбайской, Кинзебулатовской, Кар-линской и Туймазинской площадей). После выхода в свет указанного сборника в Башкирии открыто значительное количество новых залежей данные анализа нефтей этих новых месторождений до сих пор не систематизированы., [c.4]

    В главе П1 дается краткая сырьевая характеристика некоторых наиболее типичных представителей основных типов нефтей, выделенных по их физико-химическим свойствам. Материалом здесь послужили работы. сырьевой лаборатории БашНИИ НП, а по нефти Кинзебулатовского месторождения — данные ЦИАТИМ. [c.6]

    Технологическая характеристика нефтей. Нефти различных месторождений и даже различных пластов одного и того нтехнологическим признакам не представляется возможным. В связи с этим была отменена стандартная классификация нефтей. Тем не менее некоторые характерные технологические особенности некоторых групп нефтей полезно изложить. [c.47]

    Спектрометрическая и хроматографическая характеристика нефтей и конденсатов некоторых месторождений Советского Союза/О, В. Барташевич, [c.426]

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

    В настоящей справочной книге приведен обобщенный материал по нефтям некоторых горизонтов и месторождений Волгоградской, Астраханской областей и Калмыцкой АССР, исследованных сырьевой лабораторией Нижне-Волжского филиала ГрозНИИ в 1962—1967 гг. Некоторые сведения по отдельным месторождениям и горизонтам Волгоградской области приводятся по данным ВНИИ НП [3, 4]. Нефти Калмыцкой АССР исследуются с 1962 г. и данные по их товарной характеристике в таком объеме публикуются впервые, если не считать отдельных физи-ко-химических свойств по некоторым месторождениям Калмыкии, приведенных в справочнике Нефти и газы Нижнего Поволжья .  [c.3]

    Общее содержание гетероатомных соединений в некоторых перспективных к переработке нефтях приведено в табл. I. Установлено, что кониентрация азота в нефтях связана с такими физико-химическими характеристиками нефтей, как плотность, смолистость, содержание серы и металлов. В работе [32] показано, что с увеличением содержания серы в нефти растет количество как общего, так и основного азота. Основная часть азотистых соединений приходится на ш-сококипящие остаточные нефтяные фракции. Так, в остатках, выкипающих выше 450°С, количество общего азота составляет 89-95% на исходную нефть [ЗЗ]. Для внсокосернистых нефтей Татарской АССР было найдено, что общий азот неравномерно-распределен по фракциям [34]. Эта неравномерность распределения установлена также и для нефтей других месторождений [ЗЗ]. [c.8]

    Влияние природы адсорбентов на результаты анализов (содержание асфальтенов, смол и парафина) нефтей кавказских месторождений изучали Л. Г. Гурвич и Н. И. Черножуков [151] и многие другие исследователи [152—154]. Основываясь на многочисленных анализах природных асфальтов, а также нефтей кавказских месторождений, А. Н. Сахапов дал одну из первых обобщающих работ по нефтяным смолам и асфальтенам [155]. В этой сводке приведена классификация смолисто-асфальтеновых веществ асфальтов, нефтей и продуктов переработки нефтей, количественное содержание их в различных продуктах и некоторые их свойства (растворим ость, плавкость, окраска и др.). Отмечалась сложная природа нефтяных смол. и асфальтенов, образовавшихся путем конденсации углеводородов самих по себе или же с участием в этом процессе кислорода и серы. Генетическая связь асфальтенов и смол с углеводородами выражалась схемой углеводороды -> смолы асфальтены. Многие свойства асфальтенов тяжелых нефтей и нефтяных остатков объясняются склонностью асфальтенов образовывать коллоидные растворы в смолах и некоторых углеводородах. Многие из этих положений, так же как и взгляды Маркуссона [156] на химическую природу асфальтенов и смол, не потеряли своего значения и в настоящее время, однако в них содержится их чисто внешняя, качественная характеристика. За последние 30 лет мы очень мало продвинулись в познании химического строения и свойств смолисто-асфальтеновых веществ нефтей и находимся в настоящее вре- [c.339]

    Таким образом, расчеты показывают, что при разработке этой залежи наблюдались неблагоприятные соотношения градиентов для эффективного вытеснения нефти водой из гидрофобных зон неоднородности. Это подтвердилось практикой разработки. По прошествии некоторого времени с начала разработки обнаружилось, что многие добывающие скважины западного участка месторождения не испытывают влияния интенсивной закачки воды в законтурный нагнетательный ряд на Яринской площади. На значительном протяжении вдоль западного крыла гидродинамическая связь нефтяной залежи с законтурной зоной была затруднена, что при закачке воды за контур привело к образованию большого местного перепада давления (7—10 МПа), несмотря на вполне удовлетворительные коллекторские характеристики пластов (й/г/ 1 = 3,8 10- м (Па-с)). Во многих скважинах, вскрывших нефтяную часть монолитного терригенного пласта, в течение длительного времени не наблюдалось движения подошвенных вод вверх по разрезу, хотя депрессии и дебиты в этих скважинах намного превышали их предельные значения при безводной эксплуатации, рассчитанные с учетом анизотропии пластов. Скважины давали безводную нефть, но дебиты их быстро снижались из-за падения пластового и забойного давлений. Разобравшись в ошибочности первоначального решения без учета неоднородности по смачиваемости, промысловики остановили закачку воды в зоне капиллярного экрана . Результаты проведенных специальных гидродинамических исследований (гидропросушивания) подтвердили затрудненность пьезопроводной связи по западному борту Яринской площади. Таким образом, высказанная идея об аномальности коллектора была надежно подтверждена фактическими материалами и определениями. [c.26]

    В течение многих лет (и в некоторой степени еще и сейчас) удельный вес считался важной характеристикой нефтетоплива. Причиной этого является зависимость между удельным весом нефтетоплива и его вязкостью. Последняя же определяет характер оборудования, необходимого для транспорта и распыливания жидкого топлива. При комнатной температуре легкие сорта топлива более текучи, чем тяжелые. Однако четкой и постоянной зависимости между плотностью и вязкостью нет. Нефти из различных месторождений с одинаковой плотностью часто характеризуются разной вязкостью. Последняя играет большую роль при сжигании нефтетоплива. Для измерения вязкости требуются чувствительные измерительные приборы и затрачивается много времени. Вязкость в градусах Бомэ легко и быстро определяется при помощи ареометра. Таким образом, поскольку существует хоть и не совсем определенная зависимость между вязкостью и удельным весом, для характеристики жидкого топлива обычно ограничиваются указанием его плотности. [c.37]

    В нефтях северной прибортовой зоны Прикаспийской впадины (месторождения Гремячинское и Западно-Тепловское) артинского горизонта с содержанием серы от 0,61 до 1,3% можно наблюдать некоторую зависимость увеличения концентраций У-порфиринового комплекса (0,3-10 — 1,87 мг) от глубины залегания (от 2863 до 3000 м). Никелевый порфириновый комплекс в них отсутствует, за исключением западно-тепловской нефти (скв. 4), содержащей 0,75 мг никелевого комплекса. Все нефти указанной зоны по их пирроловой характеристике относятся к IV типу, т. е. содержат порфириновые комплексы и простые пирроловые соединения (индол). Газоконденсат месторождения Карачаганак содержит незначительное количество ванадиевых порфиринов — 0,2 мг на 100 г нефти. [c.394]

    До последнего времени 1 е()>ти Крыма систематическим исследованиям не подвергались. Первые работы в этом направлении выполнены Некрасовой и Галаниной в Институте минеральных ресурсов АН УССР. В пих дана физикохимическая характеристика некоторы.х нефтей Мон1карев-ского месторождения. Выделенные из нефтей нормальные парафины подвергались термическому хлорированию и аминированию. [c.191]

    Рас11ределение твердого парафина некоторых нефтей Долинского и Битковского месторождений по фракциям и их характеристика [c.230]

    В древних отложениях концентрации углеводородов (С и выще) в среднем в 5 раз выще по сравнению с современными. Дж. Хант (1962 г.) отмечает, что концентрации углеводородов в древних осадочных отложениях весьма различны. В известковых и доломитизированных морских глинах содержание углеводородов обычно высокое (до 4-10 2%). В то же время зеленые, красные глины и докембрийские осадочные породы бедны углеводородами (до 30-10 %). Известковистые глинистые сланцы имеют часто очень высокое содержание органического вещества по сравнению с породами иной литологической характеристики. Например, сланцы Нордег (Альберта) содержат до 13% органического вещества в некоторых образцах. Так называемые горючие, нефтяные, сланцы, которые дают при нагревании значительные количества нефти, обычно имеют еще более высокое содержание органического вещества. Например, горючие сланцы из 15 различных месторождений земного шара, изученные Дж. Химусом (1951 г.), содержат 12—80% керогена (в среднем около 35%). [c.135]

    В 1971—1975 гг. ТатНИПИнефть и другие организации провели эксперименты по вытеснению битумных нефтей паром, водой, растворителями, внутр ипластовым горением из образцов песчаных и карбонатных пород опробованы различные способы их извлечения из измельченных пород. В результате для промыслового опробования в первую очередь рекомендованы скважинные тепловые методы разработки и закачка растворителей. Установлено, что месторождения нетекучих, полусухих и твердых битумов необходимо разрабатывать шахтным и геотехнологическим способами, которые резко снижают зависимость нефтеотдачи от различных геолого-фи-зических характеристик коллектора и физико-химических параметров флюидов. Нужно учитывать, что металлы (ванадий, никель и др.), некоторые ценные химические вещества, содержащиеся в кирах, и вскрышные породы месторождений битуминозных залежей также могут быть переработаны. Например, глины Шугурооского месторождения можно использовать для производства портландцемента, известняки Сугуш-линского — в качестве бытового камня, щебня в дорожном строительстве и цементного сырья. Поэтому при разработке каждого месторождения нефтебитуминозных пород надо ставить вопрос о комплексной переработке, а также об использовании не только нефти, битумов, минеральной части, но и всех ценных компонентов и вскрышных пород, В таком случае их себестоимость значительно снизится. [c.6]

    По-видимому, существует несколько нефтей, похожих на нефть А (нефть месторождения Элленбургер, Фаскен), но для их сравнения нет необходимых данных, так как эти нефти были проанализированы много лет назад и некоторые из характеристик, необходимых для такого сравнения, не определялись. [c.13]

    Целью данного исследования являлось сравнительное изучение гидроочистки некоторых высокосернистых нефтей, месторождения которых находятся в юго-восточной части БАССР, — тереклинской, введеновской, казанковской, столяровской и аллакаевской. Характеристика этих нефтей и их фракций приведена в табл. 1. [c.42]

chem21.info

Характеристика нефтяных и газовых месторождений

    Подготовка производства в бурении предшествует началу сооружения отдельных скважин, их групп. Особое значение подготовка производства имеет при организации разведки и разбуривании новых нефтяных (газовых) месторождений или площадей. Она начинается с изучения особенностей и объемов предстоящих работ по строительству скважин. В процессе изучения определяют степень влияния природного фактора на проведение 1) вышкомонтажных работ (рельеф местности, состояние грунта и подъездных путей, климатические условия) 2) бурения и крепления скважин (глубина залегания продуктивных горизонтов, наличие предполагаемых зон осложнений, крепость разбуриваемых пород) 3) работ по испытанию скважин (число продуктивных горизонтов, их характеристика). [c.100]     Проектирование и контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений, создание и эксплуатация подземных хранилищ газа связаны с определением коллекторских свойств пластов и изучением их фильтрационных характеристик (однородность пласта по толщине и площади, наличие литологических и тектонических экранов и их расположение и т.д.). [c.156]

    Оборудование нефтяной и газовой промышленности эксплуатируется в чрезвычайно тяжелых условиях. Долговечность и надежность работы оборудования во многом зависят от технико-экономической характеристики применяемых конструкционных материалов. К ним предъявляются очень высокие требования они должны обладать определенным комплексом прочностных и пластических свойств, сохраняющихся в широком интервале температур хорошими технологическими свойствами, не должны быть дефицитными и дорогими. Во многих случаях предъявляются высокие требования к коррозионной стойкости материала, особенно к специфическим видам разрушения — водородному охрупчиванию, коррозионному растрескиванию, межкристаллитной коррозии и др. Важное значение при выборе конструкционных материалов имеют металлоемкость и масса оборудования. Многие нефтяные и газовые месторождения расположены в отдаленных и труднодоступных районах, во многих районах намечается тенденция увеличения глубины скважин. В связи с этим весьма перспективно использование конструкционных материалов с высокими удельной прочностью, плотностью, коррозионной стойкостью и отвечающих также другим требованиям. К таким материалам относятся прежде всего алюминиевые сплавы, получающие все более широкое применение в нефтяной и газовой промышленности, неметаллические материалы, титан и его сплавы. Эти материалы могут быть использованы также в виде покрытий, что позволяет значительно расширить диапазон свойств конструкционных материалов и увеличить долговечность оборудования. Конструкционный материал должен обладать высокими показателями прочности — времен- [c.23]

    Характеристика вод по Пальмеру. Классификация Пальмера широко применяется геолога ми-нефтяниками при изучении вод нефтяных и газовых месторождений. В основу этой классификации положено соотношение в воде количеств миллиграмм-эквивалентов ионов щелочных металлов K++Na+, ионов щелочноземельных ме таллов a ++Mg2+ и анионов сильных кислот С1 +  [c.173]

    Как топливо диметиловый эфир интересен не только универсальностью его применения и высокими экологическими характеристиками, но в первую очередь возможностью производства в местах разработки отдаленных газовых месторождений и осуществления коммерчески эффективных схем транспортировки. Впервые ДМЭ был практически применен в Советском Союзе в импортных двигателях большой мощности, установленных на строительной технике специального назначения, применявшейся при сооружении секретных объектов на Крайнем Севере. В те годы (1970-1975) нефтяная промышленность не могла предложить дизельное топливо, работающее в условиях низких температур -50 - -70 С, а диметиловый эфир как топливо идеально подходит для этих условий. В последние годы на диметиловый эфир, который применяется как присадка к жидкому топливу, вновь обратили внимание как на теоретически идеальное топливо для дизелей. Работы в данном направлении интенсивно ведутся за рубежом (США, Дания, Австрия, [c.41]

    Кроме упомянутых статистических показателей неоднородностей свойств пород эксплуатационных объектов, для характеристики неоднородного строения коллектора широко используются специальные показатели, получаемые в результате геолого-промысловых исследований строения пласта коэффициент распространенности коллектора, коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости и др. Эти показатели отображают степень и характер изменчивости основных свойств пласта, которые учитываются при решении различных вопросов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений определение слоистости пород, изменение их свойств по площади в связи с фациальной изменчивостью, распространенность коллекторов по площади и др. [c.38]

    Обраш аясь к общей химической характеристике газов нефтяных месторождений, отметим их значительное, вполне естественное сходство с газами месторождений чисто газового типа. [c.36]

    B. А. Соколов. Анализ газов. Гостоптехиздат, 1950, (336 стр.). В руководстве описаны методы и приборы, применяемые ири анализе природных и промышленных газов, в частности, газов нефтяных месторождений. Приводится характеристика методов и приборов для общего газового анализа, для анализа углеводородных, а также сернистых, азотистых и других неорганических газов. Значительное внимание уделено современным методам микроанализа газов, в частности — анализу редких газов. В последних разделах книги содержится описание физических методов газового анализа с автоматической или полуавтоматической регистрацией показаний приборов. [c.490]

    По углеводородному составу газы газовых залежей мало различаются, несколько больше содержится гомологов метана в газах газовых шапок газонефтяных залежей, но концентрации их в нефтяных газах значительно больше. Характеристика состава газов продуктивных пластов месторождения приведена в табл. 192. [c.233]

    Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтяной и газовой промышленности методов борьбы с АСПО. Однако многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик продукции часто требуют индивидуального подхода и даже разработки новых технологий. Борьба с отложениями ведется по двум направлениям удаление уже сформировавшихся осадков и предотвращение образования асфальтосмолистых и парафиновых отложений (рис. 1). [c.22]

    Третья часть посвящена отдаленной перспективе развития нефтяной и газовой промышленности. Это взгляд за пределы 2010 г. Естественно, что здесь могут быть даны только самые общие прогнозы по таким вопросам, как поиски новых месторождений и ресурсы углеводородов России на фоне мировых, география нефтедобычи и газодобычи в XXI веке и тенденции в изменениях уровней добычи. В этой части, которую можно назвать "послезавтра нефтяной и газовой промышленности", рассматриваются и нетрадиционные источники углеводородов. На какой срок хватит ресурсов нефти и газа в недрах России Каковы будут природные характеристики разрабатываемых запасов в XXI веке Чем может быть заменен традиционный природный газ Каковы будут тенденции в развитии переработки нефти Это главные вопросы, рассматриваемые в третьей части. [c.6]

    Методы разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Своеобразие нефтегазоконденсатных залежей, разрабатываемых в нашей стране, и широкий диапазон изменения их характеристик вызвали использование различных методов их разработки. Существующие системы разработки нефтегазоконденсатных залежей разделяются на две группы разработка залежей на истощение и разработка их с поддержанием давления. В первой группе выделяются несколько основных разновидностей, обусловленных выбором в качестве основного объекта разработки нефтяной оторочки или газовой шапки. К числу таких систем разработки можно отнести опережающую разработку нефтяной оторочки с расширением газовой шапки опережающую разработку нефтяной оторочки с контролируемым отбором из газовой шапки, обеспечивающим неподвижность ГВК опережающую разработку газовой шапки одновременную разработку нефтяной оторочки и газовой шапки. [c.148]

    Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется не единичными скважинами. Для обеспечения необходимого уровня добычи жидкости или газа нужно определенное количество скважин. Сумма дебитов этих скважин должна обеспечить заданный отбор из месторождения. Поэтому в фильтрационных расчетах, связанных с разработкой месторождний, необходимо рассматривать множество скважин, размещенных определенным образом на площади нефтегазоносности, в зависимости от параметров пластов и свойств насыщающих их флюидов. При этом возникают гидродинамические задачи определения давлений на забоях скважин при заданных дебитах или определения дебитов скважин при заданных из технических или технологических соображений забойных давлениях. Аналогичные задачи возникают при рассмотрении системы нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления. В этих случаях также целесообразно схематизировать геометрию движения. При этом рассматриваются наиболее характерные плоские нерадиальные потоки. Проанализировать все возможные геометрии фильтрационных течений на представляется возможным, да в этом и нет необходимости, так как владея общей методологией расчета, можно определить основные характеристики таких потоков. [c.103]

    Коррозия металлических сооружений причиняет огромный ущерб всем отраслям (народного хозяйства. Особенно велики потери в результате коррозии нефте-и газопромыслового оборудова ия, что связано с наличием высокоагрессивных комшонентов в рабочих средах и другими особенностями работы оборудования. Долговечность и (надежность работы его во многом зависят от технико-экономической характеристики конструкцион ного материала для нефтегазодобывающего оборудования, к которому предъявляют чрезвычайно высо кие требования он должен обладать сочетанием прочностных и пластических свойств, сохраняющихся в широком интервале температур, высокой коррозионной стойкостью, стойкостью против водородного охрупчивания, коррози-о нного растрескивания и др. Многие нефтяные и газовые месторождения расположены в отдаленных и труднодоступных районах, что усложняет транспортирование оборудования, увеличение глубин скважин и большие габариты оборудоваиия требуют подъемных механизмов большой мощности, поэтому желательно использование конструкционных материалов, позволяющих снизить массу конструкций. Конструкционные материалы должны быть технологичны и едефицитны. [c.3]

    Оборудование нефтяных и газовых месторождений по всей технологической линии (добыча, транспорт, хранение, переработка) подвергается воздействию гетерогенной среды, состоящей из двух несмешивающихся фаз углеводород - электролит. Агрессивность среды определяется физико-химическим состоянием и составом водной и углеводородной фаз, однако инициатором коррозионного процесса всегда бывает вода. Вода в газожидкостный поток попадает из двух источников она конденсируется из перенасыщенных паров при снижении температуры газового потока по мере его продвижения из пласта либо пластовая вода захватывается газовым или нефтяным потоком. За критерий коррозионной агрессивности скважины нельзя брать только количество добьтаемой воды - необходимо учитьшать соотношение воды и углеводородной фазы. Велич 1на водонефтяного отношения для конкретных месторождений может быть использована в качестве специфического параметра для характеристики и прогнозирования коррозии на нефтепромыслах [10].  [c.26]

    По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу таковьгх в залежах, т.е. вьщеляются нефтяные, газовые, газоконденсатные, если все залежи имеют один фазовый состав. Чаше встречаются месторождения, в которых присутствуют флюиды разного типа. При характеристике месторождения такого типа на первое место ставится флюид с наименьшей величиной запасов. [c.322]

    Приведены сведения по подземным водам нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений . Рассмотрены теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии, гч руеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности и разработки месторождений, возможности использования подземных вод в народ юм хозяйстве. Дана гидрогеологическая характеристика нефтегазоносных бассейнов и месторождений нефти и газа (химический состав вод, растворенных газов, органических веществ, статические уровни, водообильность). [c.2]

    Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как Самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Более того, он изменяется в пределах одной и той же залежи. Подобное явление объясняется условия- ми формирования залежи, неоднородностью литологического состава пород, наличием приконтурных вод, газовых шапок и т. д. Поэтому при решении конкретных вопросов разработки и обустройства нефтяных месторождений используют усредненные по залежи значения физико-химических характеристик пластовой нефти. В табл. 1 приведен усредненный компонентный состав нефти отдельных продуктивных пластов некоторых месторождений Западной Сибири [48]. Из таблицы видно, что содержание головных (СН4—С5Н12) парафиновых углеводо родов в нефтях различных [c.5]

    Очистка газов от диоксида углерода и сероводорода. Применению мембранных методов разделения газовых смесей для очистки природного и нефтяного (попутного) газов способствует ряд факторов. Во-первых, исходный газ обычно находится под повышенным давлением и нет необходимости использовать компрессоры. Во-вторых, пермеат может быть использован непосредственно на месторождении, например для увеличения нефтеотдачи пластов и отработанных скважин. В-третьих, использование мембранных методов позволяет получить осушенный и очищенный до необходимой степени газ. Характеристики мембран, применяемых для очистки газов от диоксида углерода и сероводорода, можно найти в монографии [1]. При разработке проекта мембранной установки необходимо предусмотреть предварительную очистку и осушку газов перед подачей не1юсредствешю в мембранную установку. В установках очистки природного и нефтяного газов наибольшее применение получили мембранные аппараты на основе рулонных элементов. [c.429]

    На Западно-Таркосглшском месторождении исследованы нефтяные скопления берриас-валанкина (рис.287-239) и газовый конденсат из готеривских отложений пластов БП , БП (рис.290, 291). Характеристика нефтей приведена ниже  [c.17]

    Цвет и плотность конденсата, как определяющие характеристики, необходимо считать условными. По данным А.Г. Дурмишьяна, в поровом пространстве многих газовых и газоконденсатных месторождений Азербайджана содержится наряду с остаточной водой также и остаточная нефть. Например, для залежи горизонта VII Карадагского газоконденсатного месторождения количество связанной нефти в газовой части пласта в среднем составляет 12 об.%, достигая местами 27 об.%. Поэтому из некоторых скважин, расположенных далеко от нефтяной оторочки, извлекается конденсат с темной окраской, который содержит смолы. [c.92]

chem21.info