Нефть - угленосный горизонт
Cтраница 2
Кроме результатов полного исследования усредненных проб нефтей пашийского горизонта Ново-Елховского и Акташского месторождений, в табл. 2 приведена общая характеристика нефтей угленосного горизонта и турнейского яруса карбона Ново-Елховского месторождения, тульского и верейского горизонтов, турнейского яруса карбона и живетского яруса девона Акташского месторождения. [16]
Из данных табл. 4.3 следует, что при одинаковых условиях скорость осаждения глобул пластовой воды ниже и соответственно время отстоя для нефти угленосного горизонта выше, чем девонского, а значение коэффициента кратности Kj ( t) при температуре нефти в интервале 50 - 60 С оказывается равным 1 5: Таким образом, время отстоя для эмульсий нефтей угленосных горизонтов при всех прочих равных условиях должно превышать в 1 5 раза время отстоя эмульсии нефтей девонских горизонтов. [17]
Отклонение от средней нефти наблюдается в низких значениях давления насыщения и газосодержания нефти верейского горизонта, а также в существенно повышенной вязкости нефти угленосного горизонта. С увеличением глубины залегания газосодержание нефти увеличивается. [18]
Проверка принципиальной возможности расслоения на нефть и воду эмульсии с предварительно укрупненными каплями в трубчатых элементах при турбулентном режиме была осуществлена в промышленных условиях при ЭЛОУ-1 НГДУ Бавлынефть ( объединение Татнефть), обрабатывающей нефть угленосных горизонтов. [19]
Из данных табл. 4.3 следует, что при одинаковых условиях скорость осаждения глобул пластовой воды ниже и соответственно время отстоя для нефти угленосного горизонта выше, чем девонского, а значение коэффициента кратности Kj ( t) при температуре нефти в интервале 50 - 60 С оказывается равным 1 5: Таким образом, время отстоя для эмульсий нефтей угленосных горизонтов при всех прочих равных условиях должно превышать в 1 5 раза время отстоя эмульсии нефтей девонских горизонтов. [20]
Нефть угленосного горизонта резко отличается от них высокой плотностью, низким газосодержанием и высокой вязкостью. [21]
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. [22]
Принимают, что вязкость смеси, поступающей в насос, сравнительно мала и практически не влияет на характеристику насоса. Только для нефти угленосных горизонтов в методике Башнефти рекомендуется снижать на 10 - 15 % параметры, полученные при стендовых испытаниях на воде. Методика ОКБ БН учитывает влияние вязкости жидкости на параметры работы собственно погружного насоса только при определении потребляемой насосом мощности и сравнимых затрат. [23]
Опыт эксплуатации штанговых насосов в скважинах позволяет отметить большую коррозионную активность нефти угленосного горизонта, вызывающую выход из строя штанг и узлов штанговых насосов в 1 2 раза быстрее, чем в девонских скважинах. Кроме того, нефть угленосного горизонта обладает большей вязкостью. [24]
Растворенные в нефти газы жирные, характеризуются высоким содержанием азота. Газ, растворенный в нефти угленосного горизонта, отличается от газа девонских отложений меньшим содержанием метана и большим количеством его гомологов и азота, а также углекислого газа. [25]
Из данных табл. 4.2 и рис. 4.2 следует, что увеличение температуры нагрева нефти от 50 С до 60 С в незначительной степени влияет на изменение вязкости нефти, прочности межфазных пленок, скорости и времени отстоя. Коэффициент кратности для времени отстоя нефти угленосного горизонта значительно изменяется в интервале температур 30 - 50 С. [26]
 |
Зависимость остаточной обводненности эмульсии от времени перемешивания с деэмульгатором при разных дозировках. [27] |
Выраженность этого явления определяется, наряду со свойствами деэмульгатора, и его расходом. Результаты опыта ( рис. 3.37), в котором эмульсия нефти угленосного горизонта обрабатывалась деэмульгатором Рекод 118 в количестве 800, 400, 100 г / т при времени динамического воздействия от 10 до 60 мин, показывают, что при расходе 800 г / т ассоциаты с одновременным отделением значительного количества воды фиксируются уже через несколько минут после обработки ( см. 3.38, цв. [28]
В свойствах нефтей из отложений турнейского яруса наблюдается некоторое разнообразие. Нефть всех месторождений, кроме Сулрнского и Сиреневского, обладает свойствами, аналогичными нефтям угленосного горизонта. [29]
Как отмечает автор, действие деэмульгаторов проявляется селективно, в частности, в отношении нефтей угленосных горизонтов оксиэтилированные алкилфенолы неактивны. Известно, что эмульсии арланской и радаевской нефти они не разрушают. [30]
Страницы: 1 2 3