Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Сухаревское месторождение нефти


С нефти Шугуровского месторождения - Справочник химика 21

    Обессеривание фракции 40—200°С нефти Шугуровского месторождения [c.159]

    Как и при обессеривании фракции нефти Шугуровского месторождения влияние температуры и объемной скорости [c.160]

    НЕФТЬ ШУГУРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ [c.120]

    Характеристика остатка выше 350° С смеси нефтей Шугуровского месторождения [c.123]

    Битум окисленный АБ-2 (ТУ 39-013—73)—продукт окисления легких фракций нефти Шугуровского месторождения. [c.263]

    Кроме Ромашкинского и Бавлинского месторождений, на территории Татарии имеется Шугуровское месторождение, которое дает нефть с содержанием серы 3,2%, плотностью = 0,899, Эту нефть перерабатывают совместно с высокосернистыми неф- [c.16]

    Обессеривание прямогонной фракции 200—280°С нефтей Шугуровского и Чераульского месторождений [c.162]

    Для установления пределов кипения фракции в целях эффективного обессеривания в присутствии гумбрина превра-щению при 320°С и объемной скорости 0,7 час" - подвергались прямогонные фракции с темп. кип. 200—280°С из нефтей Шугуровского и Чераульского месторождений. [c.162]

    Элементарная сера содержится в. подавляющем большинстве фракций в количествах от 0,3 до 8,9 oth.i. Повышенным содержанием элементарной серы (от 3,9 до 10,75 отн. ) отличаются фракции, выкипающие до 200° С, нефтей Бавлинского и Шугуровского месторождений, приуроченных к известнякам. [c.56]

    По содержанию углерода в ароматической части масляных фракций выше всего стоят карбоновые — шугуровские нефти (25% углерода), ниже — девонские Бавлинского и Ромашкинского месторождений (19% углерода). Но во всех нефтях ароматические углеводороды богаче циклами, чем нафтеновые. [c.187]

    Исследован каталитический процесс обессеривания фракций сернистых нефтей Шугуровского месторождения ТАССР и Чераульского месторождения БАССР в присуто-вии природного алюмосиликатного катализатора — гумбрина. [c.177]

    В качестве типичного источника к-парафинового лигроина была выбрана нефть Шугуровского месторождения в СССР (р. А. Урманчеев и др., 1961). Отношение содержания к-парафинов в лигроинах, кроме н-Е нана, к содержанию м-гексана больше единицы вероятно, к-нонан не содержится в ощутимых количествах из-за более высокой точки кипения. Наоборот, содержание изопарафинов в 1—2 раза меньше содержания и-гексана то же самое наблюдается для циклопентанов, циклогексанов и ароматических углеводородов. Очевидно, в этих лигроинах преобладают н-парафины. [c.46]

    Вначале исследовалось влияние температуры на степень Ьбессеривания прямогонной фракции из нефти Шугуровско- го месторождения ТАССР, с общей серой 0,1% вес. На рис. 4 [c.157]

    Разведочные работы показали, что в отложениях карбона Татарской АССР много нефтяных залежей, нефти которых характеризуются высокой плотностью и значительным содержанием серы. Исключение составляют нефти угленосного горизонта и турнейского яруса Шугуровского месторождения, близкие по плотности к девонским. [c.4]

    Лаборатория химии нефти Химического института им. А. Е. Арбузова Казанского филиала Академии наук СССР на протяжении ряда лет занималась изучением нефтей Шугуровского и Бавлинского месторождений, а также — нефтей различных площадей, расположенных на обширной территории Ромашкинского месторождения (собственно ромашкинской, миннибаевской, альметьевской, абдрахмановской, сулеево-ташлияр-ской, павловской, аргуновской и азнакаевской). [c.176]

    Наиболее благоприятная для нефтенакопления палеогидрогеологи-ческая обстановка в среднекаменноугольном комплексе на элизионных этапах развития, так же как и в девоне и нижнем карбоне, складывалась в западных районах мегабассейна, на Альметьевской вершине Татарского свода и ее склонах, где к концу нижнепермского времени напоры седиментационных вод среднего карбона были минимальными, т. е. существовал гидродинамически замкнутый пьезоминимум. Все это привело к формированию значительных скоплений нефти (Шугуровское, Аксубаевское, Ромашкинское месторождения). Вместе с тем с начала мезозоя в периоды преобладания инфильтрационных режимов здесь в этих отложениях условия для формирования залежей были неблагоприятными. [c.142]

    Меркаптанная сера содержится в значительно менышх количествах (от 0,10 до 12,33 отн.5 ). Повышенным (от 8,8 до 49,3 отн. ) содержанием меркаптанной серы во фрагщиях, выкипающих до 200°С, отличаются нефти Бавлинского и Шугуровского месторождений, приуроченные к известнякам, Эти нефти характеризуются низким порогом термостабильности сераорганических соединений. [c.56]

    Шугуровская площадь Татарской АССР имеет нефти с содержанием парафина от 1,9 до 3,9% в нефтях Ромашкинского, Минебаев-ского, Абдорохмановского, Альметьевского, Бавлинского, Шкапов-ского месторождений содержание парафина составляет 3—4,5%. [c.107]

    Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями верхнего отдела девонской системы пласта ДШо шугуровских слоев и пластами Дни Дщ пашийских слоев. Коллекторами нефти в продуктивных пластах служат песчаники (мелко- и среднезернистые), которые переслаиваются глинами и алевролитами. Пористость песчаников колеблется от 17 (для пласта ДШо) до 19,2% (для пласта Дш) а проницаемость—от 100-10 до 500-10 м . Глубина залегания нефтеносных пластов равна 1598—2054 м. [c.268]

    В основном в дистиллятах девонских и угленосных нефтей содержится сульфидная сера (30—98% от общей). Меньшее количество сульфидной серы содержат дистилляты, выкипающие до 200° С, шугуровских нефтей горизонтов турней и намюр и сакмаро-артинских нефтей Башкирии, которые содержат больше меркаптанной серы (8,8—13% от общей). По-видимому, дистилляты сакмаро-артинских нефтей Башкирии, содержащие наибольшее количество меркаптанной серы, могут служить сырьевой базой получения меркаптанов для нужд нефтехимической промышленности (табл. 7). Из данных табл. 7 видно, что в 1 млн. т различных нефтей содержание только легкокипящих меркаптанов (120—200° С) колеблется от 2624 до 5040 т. В связи с этим небезынтересно отметить, что цена 1 тыс. т получаемых в настоящее время в США синтетических меркаптанов приблизительно равна себестоимости 1 млн. т нефти месторождений Башкирской АССР. [c.24]

chem21.info

Шугуровское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Шугуровское месторождение

Cтраница 1

Шугуровское месторождение известно с начала века. На поверхности обнажаются породы казанского яруса. В размывах реки Шешмы имеются выходы песчаных пластов уфимского яруса, пропитанных асфальтом. Битумоносные пласты имеют линзовидное строение. Длина линз изменяется от нескольких до сотен метров. В начале 1920 года велась разработка месторождения карьерным способом, позднее заложена штольня для извлечения битумонасыщенных пород и выварки битума.  [1]

Шугуровского месторождения нефтепроявления развиты очень широко.  [2]

Исходным сырьем служили прямогонные фракции сернистых нефтей Шугуровского месторождения Татарской АССР, Чераульского месторождения Башкирской АССР и бензин, получаемый из товарной нефти Арлано-Чекмагуш - ского месторождения Башкирской АССР на Ордена Ленина: Уфимском нефтеперерабатывающем заводе.  [3]

Битум окисленный АБ-2 ( ТУ 39 - 013 - 73) - продукт окисления легких фракций нефти Шугуровского месторождения.  [4]

В 1943 году было открыто Шугуровское месторождение нефти, в 1946 году - Бавлинское, в 1948 - грандиозное Ромашкинское и ряд других. От Альметьевска начинается трансконтинентальный нефтепровод Дружба, имеющий общую протяженность 4648 километров. По нему, начиная с 1962 года, нефть Татарии неиссякаемой рекой течет на многие нефтеперерабатывающие заводы СССР, в Чехословакию, Польшу, Венгрию и ГДР. Татария ныне занимает первое место по добыче нефти среди других эконо.  [5]

За годы Великой Отечественной войны особенно интенсивно проводились работы по разведке и вводу в эксплуатацию нефтяных месторождений Второго Баку. С открытием в 1943 г. Шугуровского месторождения было положено начало добычи нефти на территории Татарской АССР.  [6]

Разведочные работы показали, что в отложениях карбона Татарской АССР много нефтяных залежей, нефти которых характеризуются высокой плотностью и значительным содержанием серы. Исключение составляют нефти угленосного горизонта и турнейского яруса Шугуровского месторождения, близкие по плотности к девонским.  [7]

К числу последних относятся хлопковые очесы и кизельгур. Асфальтопековые массы применяются для изготовления аккумуляторных баков и других целей. Нефтебитумный сплав В-1 приготовляется из нефтебитума Шугуровского месторождения и природного асфальтита Садкинских месторождений.  [8]

Бее смолы подразделяются на естественные ( продукты патологических или физиологических выделений растений) и искусственные, получаемые синтезом. Лучшими при производстве лаков являются естественные смолы-копалы, обладающие большой твердостью, глянцем после нанесения на покрываемую поверхность изделия. Лаковая защитная пленка на основе копала устойчива против воздействия ряда кислот, щелочей и атмосферы. В Советском Союзе копалы отсутствуют. Залежами их богаты Вест-Индия, Африка. В качестве пленкообразователей для защитных антикоррозионных покрытий у нас с успехом применяется битум Шугуровского месторождения. Этот битумный лак с добавлением в него льняного масла и еще лучше древесного, показал высокую химическую устойчивость против минеральных кислот и щелочей, поэтому он применяется для покрытия аппаратуры в химической промышленности, а также для хранилищ, трубопроводов, работающих при комнатной температуре.  [9]

Шугуровского месторождения нефтепроявления развиты очень широко. Верейский нефтеносный пласт приурочен к карбонатной толще, так как нефть заполняет все пустоты пород. Нефть в отложениях турнейского яруса прослеживается от его кровли до подошвы. Нефтевмещающими породами яв - - ляются известняки, непостоянные по своим физическим свойствам. В сводовой части поднятия мощность нефтяной залежи достигает 50 м: Нефти Шугуровского месторождения были изучены ВНИИ НИ, Казанским филиалом АН СССР и др. Поэтому в данном справочнике помещены лишь результаты исследований, проведенных в настоящее время в лаборатории ВНИИУС.  [10]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Гремихинское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Гремихинское месторождение

Cтраница 1

Гремихинское месторождение разбурено наклонно направленным методом с концентрацией устьев скважин в кустах. В каждом кусте содержится до 16 скважин. Схема сбора и транспорта нефти показана на рис. 8.1. На месторождении обустроена герметизированная напорная система сбора продукции скважин от кустов до товарных резервуаров.  [1]

Гремихинское месторождение, открытое в 1964 г., приурочено к юго-восточной части Верхнекамской впадины, представляет собой антиклинальную складку северо-западного простирания.  [2]

Гремихинское месторождение относится к числу перспективных не только для Удмуртской АССР. Полученные результаты разработки являются основой для применения термических методов добычи нефти на залежах с карбонатными коллекторами Урало-Волжской провинции.  [3]

Гремихинского месторождения с применением высокоэффективных тепловых технологий было доказано, что метод ИДТВ является ресурсосберегающей технологией и обеспечивает ускоренный процесс теплового воздействия на объект разработки по сравнению с методами, основанными на создании тепловых оторочек.  [4]

Скважины Гремихинского месторождения эксплуатируются глубинными насосами. В зоне термического воздействия находится 280 скважин. Средний дебит по нефти составляет 4 2 т / сут, по жидкости 8 6 м3 / сут. Скважины оборудованы станками-качалками типа СК-8. Применяются глубинные насосы типа НСН-43 и НСН-56, двухплунжерные насосы с вакуумным усилителем НСНВУ 56 / 43 и НСН2 - 32 с увеличенным проходным сечением приемного клапана. В скважинах применяются 73-мм насосно-компрессорные трубы. Эксплуатация скважинного оборудования осложнена высокой вязкостью нефти, большим содержанием парафина, асфальто-смолистых веществ, воды, а также наклонно направленной конструкцией скважин.  [5]

Нефть Гремихинского месторождения является тяжелой. Содержание селикагелевых смол меняется от 9 49 до 18 7 % масс, асфальтенов - 1 33 - 8 8 % масс. Нефть характеризуется низкими температурами застывания. Начало кипения нефти колеблется от 63 до 104 С.  [6]

ТЦВ на Гремихинском месторождении осуществлено в два этапа.  [7]

На основе анализа подготовки нефти Гремихинского месторождения на ДНС принят следующий состав.  [8]

Следует отметить, что нефть Гремихинского месторождения имеет некоторые особенности по сравнению с другими тяжелыми нефтями. Обычно тяжелым нефтям сопутствуют легкие растворенные газы, значительную долю которых составляет метан. В состав газов входят азот и углекислота. Кроме того, растворенные газы месторождения содержат пропан, бутан, пентан.  [9]

Нами была обследована группа скважин Гремихинского месторождения ОАО Удмуртнефть.  [11]

Основными стабилизаторами водонефтяных эмульсий на Гремихинском месторождении являются смолы, асфальтены, парафины и сульфид железа. По характеристике ( сумма содержащихся в нефти смол и асфальтенов, деленная на содержание парафина, больше единицы) стабилизатор относится к асфальтеновому типу.  [12]

Принципиальная схема подготовки нефти на Гремихинском месторождении показана на рис. 8.2. Нефть после первой ступени сепарации с температурой 16 С поступает в отстойники ОГ-200, где происходит первая холодная ступень деэмульса-ции. Здесь происходит разрушение водонефтяной эмульсии в присутствии деэмульгатора, который подается перед первой ступенью сепарации. В отстойнике в течение 4 ч происходит частичное оседание и сброс пластовой воды на подготовку ее для закачки в поглощающий пласт. Далее нефть с обводненностью до 30 % поступает в буферную горизонтальную емкость 16 м3, обеспечивающую ритмичную работу насосных агрегатов, которыми нефть откачивается на ступень глубокого обезвоживания, включающую вторую ( горячую) ступень деэмульсации в отстойниках типа ОГ-200С и обработку в электрическом поле. Перед второй ступенью деэмульсации нефть нагревается в теплообменниках до температуры 35 - 40 С и в подогревателях до 70 - 80 С в присутствии деэмульгатора, который подается с удельным расходом 65 г / т перед перекачивающими насосами, установленными после буферной емкости. Теплообменник и подогреватель выполнены в виде противоточных теплообменников типа труба в трубе. Нагрев в теплообменниках происходит за счет тепла нефти, поступающей из электродегидрато-ров с температурой 65 С. Дальнейшее повышение температуры в подогревателях происходит за счет контактирования с потоком горячей воды, подогреваемой в печах БН-54. В электродегидрато-рах происходит дальнейшее обезвоживание и обессоливание нефти до получения товарной кондиции. Для обессоливания используется подофетая пресная вода, которая подается в электродегидраторы в объеме 10 % от объема обрабатываемой нефти. Обезвоженная и обессоленная нефть после отдачи тепла в теплообменнике с температурой 40 С поступает в установку горячей сепарации ( второй концевой сепарации) и через узел качества и коммерческого учета подается на прием насосов перекачки в магистральный нефтепровод.  [13]

Расчеты для характеристики пласта Д, Гремихинского месторождения показывают, что от теплового воздействия в режиме ИДТВ ( П) из низкопроницаемых блоков величина нефтеизвлечения составляет примерно 30 %, из которых 10 - 11 % являются эффектом использования пауз.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Нефть - месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефть - месторождение

Cтраница 1

Нефть месторождения или группы месторождений направляется в центральный пункт сбора нефти и газа, включающий в себя концевые установки II и III ступеней сепарации, товарные и сырьевые резервуары, газобензиновый завод или компрессорную станцию. Здесь же возможна подготовка нефти месторождений, расположенных вблизи от центральных пунктов сбора; в остальных случаях подготовка нефти должна осуществляться непосредственно на месторождениях.  [1]

Нефти месторождения смолистые ( акцизных смол 23 - 24 %, се-ликагелевых 6 6 - 10 9 %), сернистые ( серы 1 13 - 1 80 %), парафи-нистые ( парафина 4 46 - 4 88 %), с высоким содержанием легких фракций.  [2]

Нефти месторождений Западной Сибири, которые хранились при температуре 20 С, фильтруются со значительным снижением расхода из-за возникновения у стенок пор коллоидизированных слоев. Если образцы содержат связанную воду, то нефть фильтруется без заметного снижения только в том случае, если она не охлаждалась ниже 20 С. Все это указывает на то, что необходимо предъявлять очень жесткие требования к условиям отбора и хранения нефтей.  [3]

Нефть месторождения Узень содержит до 60 - 70 % парафиновых углеводородов.  [4]

Нефти месторождения Бибиэйбат ( эксплуатируется ныне НПУ им. В настоящее время пластовые нефти этого месторождения сгруппированы в следующие сорта: бибиэйбатская легкая, бибиэйбатская тяжелая и бибиэйбатская парафинистая.  [5]

Нефть месторождения Кюровдаг является высокосмолистой, малосернистой и малопарафиновой.  [6]

Нефти месторождения Калтасы и Чекмагуши по качествам жючти аналогичны нефтям Ишимбаевского месторождения, хультюбинская нефть по ряду свойств близка к туймазинской.  [7]

Нефти месторождений Сураханы и особенно Кулсары ( скв.  [8]

Нефти месторождений Западной Сибири характеризуются сравнительно небольшим газосодержанием, вязкостью и давлением насыщения.  [9]

Нефть месторождения легкая, Маловязкая, с высоким газосодержанием.  [10]

Нефть месторождения Зыбза тяжелая ( плотность 0 960 - 370 г / см3), смолистая. Начальное пластовое давление равно 75 кгс / сма, газовый фактор изменяется в пределах 2 - 10 м3 / т, пластовая температура в пределах 32 - 40 С.  [11]

Нефти месторождения Небит-Даг в пластовых условиях характеризуются низким газосодержанием.  [12]

Нефти месторождений характеризуются высоким содержанием парафина ( Лобату - 20 %) несмотря на небольшую глубину их залегания.  [13]

Нефти месторождений, расположенных между Самарской Лукой i Кинель-Черкасским районом, таких, как Красный Яр, Белозерное и Чубовское, отличаются от основных нефтей Кинель-Черкас -: кого района большим содержанием серы и смолистых веществ.  [14]

Нефти месторождений Белозерского и Красный Яр по своей сарактеристике близки между собой.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru