Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Плотность арланской нефти


Курсовая работа: Разработка Арланского нефтяного месторождения

Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения. Размещение и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин. Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи. Анализ выработки запасов нефти из пласта. Краткое сожержание материала:

Размещено на

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ “Арланнефть”

1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения

1.3 Стратиграфия и тектоническое строение

1.4 Коллекторные свойства продуктивных пластов

1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2.1 Анализ текущего состояния разработки Арланского месторождения

2.2 Система разработки Арланской площади. Общая характеристика применяемой системы разработки

2.2.1 Системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин.

2.2.2 Характеристика фонда скважин и их текущих дебитов.

2.2.3 Сопоставление фактических и проектных показателей.

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта.

3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.
3.1 Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт и призабойную зону пласта.
3.2 Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи
3.3 Состояние работ по увеличению нефтеотдачи в НГДУ «Арланнефть»
3.4 Результаты внедрения МУН и их основные технические показатели
3.4.1 Физико-химические методы
3.4.2 Особенность выбора участков для внедрения МУН ОГОТ
3.4.3 Оценка эффективности применения МУН
3.4.5 Оценка эффективности технологий по показателям разработки
3.4.6 Оценка эффективности технологий гидродинамическими и геофизическими исследованиями скважин
3.4.7 Технология применения ОГОТ
3.4.8 Эффективность внедрения МУН в НГДУ «Арланнефть»
3.4.9 Анализ эффективности воздействие на пласт гелевым составом на основе водоограничительного материала «Силином ВН-М»
3.4.10 Анализ эффективности комплексных осадко-гелеобразующих растворов (КОГОР)
3.5 Гивпано-кислотная обработка.
Экономическая эффективность ГКО.
Заключение
Литература
ВВЕДЕНИЕ

Особенностью текущего состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Башкортостана является существенное ухудшение структуры остаточных извлекаемых запасся нефти вследствие значительной выработки наиболее активных в терригенных коллекторах крупных и средних месторождений, находящихся в длительной эксплуатации; увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам со сложным геологическим строением и водоплавающими зонами, залежами с карбонатными коллекторами и аномальными свойствами нефтей повышенной вязкости.

Разработка месторождений Республики Башкортостан, вступивших в позднюю и заключительную стадию с применением заводнения сопровождается значительными объемами добычи и закачки пластовых вод. Остаточные извлекаемые запасы являются высокообводненными (95 %) и в значительной степени выработанными. Средняя достигнутая нефтеотдача в настоящее время составляет 34,7% от начальных балансовых запасов нефти при проектной - 41.8%, средняя выработанность начальных извлекаемых запасов ~ 82,8%.

Поэтому решение проблем повышения эффективности разработки таких месторождений и создание новых технологий должно способствовать более полному извлечению нефти и стабилизации ее добычи.

Важность проблемы возрастает в связи с повышением эффективности доразработки заводнением длительно эксплуатируемых месторождений, в которых сосредоточены более половины остаточных запасов нефти. Для этого необходимо создание новых подходов к разработке технологий воздействия на пласт, учитывающих особенности извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

За последние годы на месторождениях Башкортостана достигнуты определенные успехи в развитии и промышленном внедрении современных методов повышения степени нефтеизвлечения из трудноизвлекаемых запасов.

Так, доля добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН) всего к общей добыче нефти по АНК Башнефть за последние 5 лет (2006 -2011 годы) составила 7,2% или 5 млн. т. Одно из ведущих мест в способах воздействия на пласт занимают новые (третичные) физико-химические и микробиологические МУН, а также их различные модификации. Доля дополнительной добычи нефти за счет их применения при этом составила в среднем 6,0 % (около 3 млн. т).

В последние годы промышленное применение для извлечения остаточной нефти из обводненных месторождений Башкортостана нашли осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ), систематическое внедрение которых начато с 1986г.

Регулярно проводятся научные исследования по созданию и обоснованию усовершенствованных технологий воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти с учетом выработанности объектов, разрабатываются основные требования и критерии эффективного их применения и инструкции по их применению, согласованные с Башкирским округом Госгортехнадзора.

Квалифицированному применению новых МУН на промыслах значительную помощь оказывают научные организации (Башнипинефть), а также издание материалов, обобщающих их применение в виде ежегодных реферативных сборников, школы передового опыта по нефтеотдаче, монографии и сборники научных трудов по данной проблеме.

Ряд новых ОГОТ прошли опытно-промысловые испытания в различных геолого-физических условиях на многих нефтяных залежах и месторождений АНК Башнефть и рекомендованы к промышленному применению, некоторые перспективные находятся на стадии ОПР.

Несмотря на значительное развитие новых МУН в последние годы уровень дополнительной добычи нефти с их применением остается пока ниже потенциально возможных объемов внедрения, Это связано со слабым развитием целевого производства химпродуктов для нужд нефтедобычи и относительно высокого роста цен на некоторые из них, недостаточной оснащенностью техническими средствами для приготовления и закачивания химреагентов в пласт и отсутствием экономических льгот на дополнительную добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, для дальнейшего расширения объемов применения МУН на месторождениях Башкортостана разработана перспективная программа на последующие годы.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая характеристика района деятельности НГДУ “Арланнефть”

Арланское нефтяное месторождение является самым большим в Республике Башкортостан рисунок 1.1. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская рисунок 1.1. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ "Арланнефть", “Южарланнефть” (Новохазинская площадь) и "Чекмагушнефть" (Юсуповский участок Новохазинской площади).

В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой и р.Кама. По территории месторождения протекают основные реки: Кама, Белая, Березовка, Полуденка, Кунь, Малый Кельтей, Быстрый Танып. Согласно постановлению Совета Министров Башкортостана “ О водоохранных зонах рек, озер, водохранилищ и других водных объектов в Республике Башкортостан, определены водоохранные зоны рек: Кама, Белая - 500 м, Березовка, Полуденка, Малый Кельтей, Кунь и другие - 100 м, остальные реки и ручьи длиной не более 10-15км.

Рельеф местности равнинный, холмистый. Поверхностный покров местности разнообразен: лесной массив, заболоченные участки, степной массив (земли сельскохозяйственного назначения).

Сбор и подготовка продукции скважин осуществляется в нефтесборных парках Ташкиново, Шушнур, Ашит.

Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.

Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающую станцию “Кутерем”.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождения «Арланнефть»

1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения

Арланское нефтяное месторождение расположено на крайнем северо-западе Башкортостана. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой.

Общая вскрытая толщина осадочного покрова на Арланском месторождении превышает более 3000 метров. При этом на долю девонских отложений приходится свыше 1200 метров. Девонские отложения представлены:

внизу - терригенными и терригенно-карбонатными породами;

в верхней части - карбонатными отложениями.

Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченные к наиболее приподнятым участкам залегания известняков, представлены чередованием органогенно-обломочных сгустков и органогенно-шламовых разностей. ТТНК стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках - радаевскому, бобриковск...

www.tnu.in.ua

Нефть - арланское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Нефть - арланское месторождение

Cтраница 2

Основное промышленные запасы нефти Арланского месторождения приурочены к отложениям терригенной толщи нижнего карбона.  [16]

В опытах были использованы нефти Арланского месторождения: скв.  [18]

Известно, что залежи нефти Арланского месторождения характеризуются высокой степенью расчлененности. Этот параметр представляет собой отношение суммы пластов-коллекторов, вскрытых всеми скважинами, к общему числу скважин, вскрывших объект.  [19]

При планировании уровня добычи нефти Арланского месторождения необходимо учитывать низкую величину коэффициента нефтеотдачи.  [20]

Практика разработки залежей высоковязкой нефти Арланского месторождения показывает, что проблема выработки запасов водо-нефтяных зон ( ВНЗ) чрезвычайно сложна и практически не решена. Первоначально предполагаемое извлечение запасов этих зон вытеснением нефти законтурным заводнением себя не оправдало. Эту проблему еще предстоит решить.  [21]

Вытесняемой жидкостью служила трапная дегазированнея нефть Арланского месторождения окв. Дш вытеснения Применяли пресную воду и оторочки, содержащие 5и 40 монокарбоновых.  [22]

По некоторым данным [1], нефть ТТНК Арланского месторождения обладает реологическими свойствами. Повышенная вязкость и низкая газонасыщенность предопределяют меньшую эффективность заводнения и практически исключают возможность разработки на режиме истощения По оценкам некоторых специалистов, нефтеотдача пластов на режиме растворенного газа составила бы всего 11 - 12 % НБЗ.  [23]

Согласно условиям залегания пластов-коллекторов залежи нефти Арланского месторождения относятся к пластовым, сводовым и литологически экранированным.  [24]

По данным БашНИПИнефти остаточная нефтенасыщенность нефти Арланского месторождения заметно убывает с ростом температуры.  [25]

Для установления оптимального времени контакта адсорбента с нефтями Арланского месторождения были проведены опыты по определению величины адсорбции во времени. На рис. 3 представлены результаты исследований для неф-тейскв.  [26]

Нефть Ново-Хазинского месторождения по своей общей характеристике напоминает нефть Арланского месторождения угленосной свиты.  [27]

В опытах второй серии - использована пластовая вода а нефть Арланского месторождения. Характеристика пластовой нефти и ее модели, составленной по методике [19] при температуре 24 С и давлении 100 кгс / см2, следующая.  [28]

Терригепные отложения нижнего карбона, к которым приурочены основные запасы нефти Арланского месторождения, заключены между карбонатными отложениями турнейского яруса и тульского горизонта и охватывают елховский, радаевский, бобриковский и тульский горизонты.  [29]

Терригенные отложения нижнего карбона, к которым приурочены основные запасы нефти Арланского месторождения, заключены между карбона тными отложениями турнейского яруса и тульского горизонта и охватывают елховский, радаевский, бобриковский и тульский горизонты.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Арланское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Арланское месторождение, открытое в 1957 г., приурочено в основном к обширному Иванаевскому валу, осложняющему Бирскую седловину и ориентированному в северо-западном направлении, а также к Андреевскому валу, примыкающему к Иванаевскому с юго-запада в его южной части. Валы осложнены большим числом локальных структур. В девонских отложениях валы не прослеживаются. [c.184] Основные запасы нефти и газа сосредоточены в коллекторах угленосной толщи визейского яруса. На Арланском и окружающих его месторождениях угленосная толща включает елховский и бобриковский горизонты и подразделяется по литолого-каротажной характеристике на три пачки. Нефтеносность в основном приурочена к отложениям верхней и частично нижней пачки. Пористость коллекторов нижней пачки в среднем составляет около 25%, проницаемость колеблется в очень больших пределах. [c.185] Свойства пластовой нефти угленосной толщи определяли по пробам из многочисленных скважин (55), расположенных в разных частях месторождения. Выявлено, что нефти верхней пачки имеют несколько большее газосодержание и меньшие вязкость и плотность. Выявлено также, что свойства их изменяются и по площади месторождения с севоро-запада на юго-восток уменьшаются газосодержание и коэффициент растворимости, увеличивается вязкость. Условно месторождение разделено на два Новохазинское (южная часть) и Арланское. Свойства пластовых нефтей приводятся усредненные для каждой пз этих частей. [c.185] Нефть угленосной толщи всего Арланского месторождения в пластовых условиях характеризуется относительно низкими значениями газосодержания и коэффициента растворимости газа в нефти и высокими вязкостью и плотностью. [c.185] Зависимость свойств пластовой нефти от давления показана на рис. 43. [c.185] Растворенный в нефти газ тяжелый, с большим содержанием азота (максимальное для нефтяных месторождений Башкирской АССР) и относительно низким содержание метана. [c.185]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Арланское нефтяное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Арланское нефтяное месторождение

Cтраница 4

В работе [23] на основе результатов исследований, выполненных на скважинах Арланского нефтяного месторождения, предложены формулы для расчета радиуса и объема зоны активной сульфатредукции с учетом приемистости скважин, проницаемости и пористости пласта.  [46]

Книга посвящена проблеме установления оптимальной плотности сетки скважин при заводнении на примере разработки Арланского нефтяного месторождения Башкирской АССР.  [47]

На основании лабораторных исследований были подготовлены инструкции по технологии обработки нагнетательных скважин на Арланском нефтяном месторождении и проведены три опытные обработки скважин, которые дали обнадеживающие результаты.  [48]

Основные сведения о геологическом строении продуктивных пластов Новохазинской площади и системе их заводнения, Арланское нефтяное месторождение является многопластовым и имеет сложное геологическое строение. Основными объектами разработки являются продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона, залегающие на глубине 125О - 135О м и представленные чередованием песчаных, алевролитовых и глинистых пластов различной мощности. Коллекторами нефти являются песчано-алев-ролитовые породы.  [49]

Анализ данных изменения насыщенности в зависимости от капиллярного давления по искусственным и естественным образцам Арланского нефтяного месторождения показывает резкое различие в структуре перового пространства. В обоих случаях остаточная керосинонасыщенность показывает количество керосина, находящегося в поровых каналах с радиусом пор меньше 1 3 мкм. Для естественных образцов объем остаточного керосина в указанных порах варьирует в диапазоне 0 131 - 0 213, составляя в среднем 0 186 объема порового пространства. Для искусственных же образцов он варьирует в диапазоне 0 163 - 0 656 и составляет в среднем 0 443 объема порового пространства. Таким образом, в искусственных образцах явно преобладают поры, радиус которых меньше 1 3 мкм.  [50]

Как видно из рис. 33, при повышении температуры от 24 ( пластовая температура Арланского нефтяного месторождения) до 60 С толщина граничного слоя убывает более чем в 2 раза.  [52]

Промысловые испытания реагента были проведены при обработке призабойных зон эксплуатационных скважин на карбонатных пластах Арланского нефтяного месторождения Башкортостана и на Саратовском подземном хранилище газа.  [53]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Месторождение - арланский тип - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Месторождение - арланский тип

Cтраница 1

Месторождения Арланского типа, так же как и девонские, характеризуются упруго-водонапорным режимом. Однако нефтяные залежи угленосной толщи слабо сообщаются с областью питания из-за относительно низких коллекторских свойств пластов за контуром нефтеносности. В связи с этим упруго-водонапорный режим этих месторождений менее эффективен.  [1]

Месторождения Арланского типа характерны для северо-запада республики.  [3]

На основании результатов расчетов технико-экономических показателей разработки месторождения арланского типа сделан вывод о целесообразности разбуривания Арланского месторождения по сетке с удельной площадью в среднем около 12 га на скважину. Вывод справедлив для принятых условий расчетов.  [4]

Арланского месторождения, при составлении которого решены многие актуальные задачи до-разработки месторождений арланского типа на поздней стадии.  [5]

Проведенные опытно-промышленные работы позволяют рекомендовать данную технологию к внедрению в условиях каширо-подольских отложений месторождений Арланского типа.  [6]

Особый интерес для внедрения указанного метода представляют трудноосваиваемые разработкой заводнением карбонатные коллекторы каширо-подольских отложений месторождений Арланского типа.  [7]

Основной целью новохазинского эксперимента является получение промысловых зависимостей для проведения расчетов по технико-экономическому обоснованию оптимальной плотности сетки скважин на месторождениях арланского типа.  [8]

В том же разделе рассмотрены вопросы влияния плотности и системы размещения скважин на относительные размеры застойных зон ( из-за проявления аномальных свойств пластовой нефти) в условиях месторождений арланского типа путем расчетов численными методами. Показано весьма заметное сокращение размеров этих зон при уплотнении сетки скважин от 24 га / скв до 8 га / скв и при применении площадных ( очаговых) систем заводнения.  [9]

Основной целью новохазинского эксперимента является изучение влияния плотности сетки на показатели разработки и конечную нефтеотдачу, получение промысловых зависимостей для выполнения расчетов по технико-экономическому обоснованию оптимальной плотности сетки скважин на месторождениях арланского типа. Порядок и условия проведения эксперимента были рассмотрены и утверждены бюро ЦКР 16 апреля 1966 г. и уточнены 9 августа 1968-го. Размеры опытного участка позволяли максимально приблизить испытываемую систему к промышленно внедряемой.  [11]

Пластовые нефти угленосной толщи в пределах Западной Башкирии по сравнению с девонскими нефтями обладают повышенной плотностью и вязкостью и слабой газонасыщенностью. Залежи нефти месторождений Арланского типа, так же как и девонские, характеризуются упруговодонапорным режимом.  [13]

Более высокую нефтеотдачу заводнением для ТТНК обеспечивают продуктивные пласты с лучшими физико-коллекторскими характеристиками. При более детальном рассмотрении установленной общей закономерности выявляется также существенная разница в изменении зависимости коэффициента нефтеотдачи от вязкости пластовой нефти: при более высокой вязкости нефти в ТТНК заметнее снижение величины нефтеотдачи пластов, тогда как на нефтеотдачу пластов ТТД вязкость пластовой нефти такого отрицательного влияния не оказывает. На основании данных Г. П. Те-одоровича ( 1970) можно утверждать, что нефти ТТД и ТТНК находятся на различных ступенях своей геохимической эволюции, обусловленные условиями формирования залежей: в своей геологической истории никогда не достигали оптимальных для полного созревания нефти глубин погружения. ТТНК и является определяющим в формировании типов нефтей ТТД. Кроме того, общепризнанным является факт, что первоначальный геохимический облик нефтей подвергается значительному изменению под влиянием гипергенных факторов, нередко возникающих при интенсивной разработке и длительной эксплуатации месторождений с закачкой больших объемов некондиционных поверхностных вод: на месторождениях Башкортостана с ростом обводненности добываемой нефти растет ее оптическая плотность, удельный вес и вязкость нефтей, причем наибольшему изменению подвержены неньютоновские нефти месторождений ТТНК арланского типа с изначально повышенной плотностью и вязкостью нефтей. При этом в условиях притока растворенного кислорода с закачиваемой водой процессы окисления нефтей могут усиливаться.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Арланское месторождение нефтяное - это... Что такое Арланское месторождение нефтяное?

 Арланское месторождение нефтяное Арла́нское месторожде́ние нефтяное

в России, на северо-западе Башкирии, в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1955. Залежи на глубине 0,8—1,3 км. Плотность нефти 0,88—0,89 г/см3, содержание S 2,4—3,6%.

Энциклопедический словарь. 2009.

  • Арктогея
  • Арли

Смотреть что такое "Арланское месторождение нефтяное" в других словарях:

  • АРЛАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — нефтяное на северо западе Башкирии, в пределах Волго Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1955. Залежи на глубине 0,8 1,3 км. Плотность нефти 0,88 0,89 г/см&sup3, содержание S 2,4 3,6 % …   Большой Энциклопедический словарь

  • АРЛАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — нефтяное, в России, на северо западе Башкирии, в пределах Волго Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1955. Залежи на глубине 0,8 1,3 км. Плотность нефти 0,88 0,89 г/см3, содержание S 2,4 3,6%. Источник: Энциклопедия Отечество …   Русская история

  • АРЛАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — нефтяное, на северо западе Башкирии, в пределах Волго Уральской нефтегазоносной провинции (см. ВОЛГО УРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ). Открыто в 1955. Залежи на глубине 0,8 1,3 км. Плотность нефти 0,88 0,89 г/см3, содержание S 2,4 3,6 % …   Энциклопедический словарь

  • Арланское месторождение — нефтяное, в Башкирии. Входит в Волго Уральскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1955. Продуктивны отложения на глубине 930—1300 м. Плотность нефти 840—894 кг/м3, содержание серы 1,1—2,2%. Средняя годовая добыча около 12 млн. т …   Словарь "География России"

  • Арланское нефтяное месторождение — Страна …   Википедия

  • Арланское нефтяное месторождение — входит в Волго Уральскую нефтегазоносную провинцию (Россия). Открыто в 1954 г., разрабатывается с 1958 г. По запасам – уникальное. Добыто ок. 450 млн. т нефти. Залежи сосредоточены в поднятиях, расположенных над рифовыми структурами девонского… …   Географическая энциклопедия

  • Список нефтяных месторождений Башкортостана — …   Википедия

  • Нефтяные месторождения России —       Служебный список статей, созданный для координации работ по развитию темы.   Данное предупреждение не устанавл …   Википедия

  • Список нефтяных месторождений России — …   Википедия

  • Полезные ископаемые России — См. также: Добыча полезных ископаемых в России На территории Российской Федерации сосредоточены исключительные запасы сырьевых и топливно энергетических ресурсов[1]. В частности имеются: крупные месторождения нефти, газа, угля, калийных солей,… …   Википедия

dic.academic.ru

Арланская нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Арланская нефть

Cтраница 3

Характерным для товарной арланской нефти, как и для ранее исследованных нефтей, является то, что легкие дистилляты малосернистые. В бензинах более тяжелого фракционного состава содержится больше серы. Октановые числа бензинов невысокие. Для получения бензинов с высоким октановым числом необходимо соответствующие фракции бензинов подвергать каталитическому риформингу.  [31]

Бензины из арланской нефти каширского горизонта и карача-елгинской и шелкановской нефтей турнейского яруса более сернистые.  [32]

Остатки из арланской нефти каширского горизонта высокосер-истые и высокосмолистые: остаток выше 350 С содержит 3 79 % серы, а его вязкость при 80 С 16 5 ВУ.  [33]

В настоящее время арланская нефть поступает почти на все НПЗ Башкирии и накопился значительный опыт ее переработки, позволяющий сделать кое-какие обобщения по вопросам коррозии на установках АВТ.  [34]

Таким образом, арланская нефть является значительно худшим видом сырья для производства топлив по сравнению с ромашкинской нефтью.  [35]

По общей характеристике арланская нефть каширского горизонта не похожа на нефть угленосной свиты, хотя она также является нефтью высокосернистой и высокосмолистой. Нефть каширского горизонта более легкая: ее плотность р24 0 878 против р - 4 0 893 для нефти угленосной свиты.  [36]

Баланс коксования гудрона арланской нефти показан ниже.  [37]

Аналогичными исследованиями для арланской нефти с добавками ПАВ было установлено, что с увеличением концентрации ОП-10 в пластовой воде толщина пленки возрастает. Наблюдения под микроскопом показали, что при длительном оставлении капли нефти в капилляре при 0 01 - и 0 025 % - ных растворах ОП-10 происходит точечное прилипание ее к стенке, а при 0 05 - и 0 075 % - ных растворах оно отсутствует.  [39]

Однако битумы из арланской нефти имеют плохую сцепляе-мость с поверхностью минеральных, материалов, что характерно для большинства битумов.  [40]

Коррозия при переработке арланской нефти на установках АВТ может быть снижена на 95 - 98 % применением ингибиторов в комплексе с обычными методами подавления коррозии - глубоким обессоливанием и защелачиванием нефти.  [41]

Дальнейшее углубление переработки арланской нефти требует значительно более сложных - методов. Одним из путей углубления переработки может служить применение процесса термического виюбрекинга остатков, что позволит увеличить отбор фракций бензина и дизельного топлива до 40 - 42 / о. Однако качество котельного топлива при этом ухудшается.  [42]

Баланс коксования гудрона арланской нефти показан ниже.  [43]

В концентрате углеводородов арланской нефти, образующих аддукт с тиоыочевиной, присутствует б стеранов состава &2. G n и 2 его изомера, эргостан С и изоэрго-стан. В концентрате, не образующем аддукт с тиомочевшшй, найден стеран стигмастан Cgq и 10 тригерпанов состава 2 - 7 - 012 также принадлежащих к ряду 17с / Н - гопана: трисворгопан 627 адиантан Сро, гопан С, гомогопан С т, тритарпан С и по одному изомеру на каждый идентифицированный тритерпан.  [44]

Процесс деметаллизации остатков арланской нефти легким бензином происходит более интенсивно нежели остатков смеси западносибирских нефтей. В качестве примера рассмотрен деасфальтизат остатка арланской нефти, выкипающего выше 540 С. Оставшиеся в деасфальтизате металлы - 24 8 от исходного количества в остатке - распределены сле-дувдим образом.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru