Нефть - первая группа
Cтраница 2
Безусловно, нефтеперерабатывающим предприятиям желательно получать всю нефть первой группы, поскольку упрощается задача глубокого обессоливания и снижается коррозия оборудования, а также обеспечивается значительное уменьшение загрязнения пресной воды рек и водоемов хлоридами. В перспективе на нефтепромыслах необходимо добиваться такого положения, при котором максимальное количество соленой пластовой воды, получаемой вместе с добываемой нефтью, будет использоваться для закачки в пласт с целью повышения давления в нем, что будет способствовать большей отдаче пласта и уменьшению загрязнений окружающей среды. [16]
Из остатков выше 480 - 500 СС нефтей первой группы, за исключением нефтей центрального и западного участков месторождения Котур-Тепе, можно получать окисленные дорожные битумы, удовлетворяющие требованиям ГОСТа, в то время как из остатков нефтей второй группы - окисленные битумы только строительных марок. [17]
Из остатков выше 480 - 500 С нефтей первой группы, за исключением нефтей центрального и западного участков месторождения Котур-Тепе, можно получать окисленные дорожные битумы, удовлетворяющие требованиям ГОСТа, в то время как из остатков нефтей второй группы - окисленные битумы только строительных марок. [18]
Метод характеристик вытеснения дает более надежные результаты при прогнозе уровня добычи нефти по залежам нефти первой группы, для залежей второй группы погрешность может быть более высокой. Для залежей первой группы можно давать прогноз на сравнительно большой отрезок времени, второй группы целесообразно давать прогноз только на короткий период. [19]
 |
Графики зависимости свойств и состава нефтей от глубины.| График изменения структуры парафиновых цепей в нефтях, залегающих на больших глубинах. [20] |
В этом случае образование нефтей и значительное их катагенное преобразование происходят, по-видимому, на больших 1убинах и при более жестких термобарических условиях, чем в нефтях первой группы. Анализ причин различной преобразованное парафиновых УВ позволяет сделать вывод о главенствующей роли исходного генетического типа нефтей. Для второй группы отмечается более высокая степень разветвления по сравнению с первой. В нефтях второй группы значительно меньшая роль принадлежит коротким цепям с одной-двумя СН2 - группами. Это различия, по всей вероятности, являются следствием первоначальных генетических различий углеродного скелета парафиновых структур, который у нефтей второй группы, по-видимому, более стоек к деструкции. Катагенные изменения нефтей второй группы, вероятно, будут происходить на больших глубинах и при больших температурах по сравнению с неф-тями первой группы. [21]
Таким образом, крайние представители нефтей I и II групп резко различаются по составу. Нефти первой группы распространены повсеместно за исключением северных районов Западной Сибири. Но наиболее яркие их представители приурочены к Сургутскому своду. В общем балансе запасов нефтей Западной Сибири они составляют подавляющую часть. [22]
Нефти первой группы использовать для этого нецелесообразно. [23]
В распределении нефтей в территориальном отношении просматривается их приуроченность к геологическим элементам. Нефти первой группы залегают на склонах Каймысовского свода и Средне-Васюганского мегавала, непосредственно прилегающих к Нюрольской впадине. Нефти второй группы залегают по центральной оси Каймысовского свода. [24]
Нефти первой группы использовать для этого нецелесообразно. [25]
Среди шестичленных нафтенов в нефтях обеих групп преобладает метилциклогексан, на долю которого приходится около половины суммы шестичленных нафтенов. В нефтях первой группы, так же как и среди пятичленных нафтенов, много легкого гомолога - циклогексана и значительно меньше 1 3 - и 1 4-диметилциклогексанов. [26]
Общим для всех нефтей является асимптотическое приближение значения вязкости к некоторому постоянному значению с увеличением температуры. Например, вязкость нефти первой группы при высоких температурах приближается к постоянному значению 2 7 ест, второй группы к 4 0 ост, третьей - к 7 ест и четвертой - к 10 ост. Исключением является нефть Толумского месторождения. Вязкость этой нефти при высоких температурах ( 60 С) составляет 4 ост, т.е. такал же, как у нефтей второй группы. [27]
Все эти работы позволяют утверждать, что достижение нефтеотдачи для горизонтов Д1До Ромашкинского месторождения 0 6 - 0 7 ( т.е. до значений, близких к коэффициенту вытеснения) возможно при применении прежде всего гидродинамических МУН в сочетании с автоматизированной системой контроля и управления выработкой запасов ( АСКУ ВП), разработанный в Казанском государственном университете, а также новых физико-химических МУН. Эти методы позволяют извлекать слабоизмененные подвижные нефти первой группы, т.е. нефти, не извлеченные из пласта по причине низкого охвата заводнением. Для их извлечения нужно применение гидродинамических МУН в сочетании с оптимизацией плотности сеток скважин и выделения объектов разработки и третичных МУН, повышающих охват заводнением. Из третичных МУН для этих целей эффективно применение физико-химических ( полимерное заводнение, полимер-дисперсные системы - ПДС, закачка эфиров целлюлозы, чередующая закачка нефти и воды и других потокоотклоняющих технологий) и газовых методов. [28]
 |
Зависимость обезвоживания от температуры. [29] |
С и времени отстаивания 2 ч оказались неионогенные реагенты, представляющие блоксополимеры окисей алкиленов; импортный реагент диссольван-4411 и отечественный проксамин-385. Расход реагента ОЖК только для нефти первой группы ( XIII горизонт) соответствует расходу проксамина-385. [30]
Страницы: 1 2 3