НЕФТЬ-ВТОРИЧНАЯ ДОБЫЧА

Ингибиторы коррозии черных металлов в нефти [53, 1102]. Применяются для защиты оборудования скважин при первичной и вторичной добыче нефти. [c.163]

Ингибиторы коррозии черных металлов в нефти [901]. Применяются в качестве удерживающего агента, детергента, бактерицида при вторичной добыче нефти. В нефти при концентрациях ингибитора 5—75 мг л 2 = 82-95%. [c.165]

Ингибитор коррозии черных металлов в нефти [53, 541]. Обладает бактерицидными свойствами. Применяется для защиты оборудования при вторичной добыче нефти. [c.166]

Ингибитор коррозии черных металлов в нефти [750]. Применяется при вторичной добыче нефти. Вводится в нагнетаемую воду в количестве 0,57—8,5 л на 119 230 л воды. [c.183]

За последние десять лет для добычи дополнительного количества нефти после того, как насосная скважина уже истощена, в США во много раз увеличилось использование метода вторичной добычи или, как его чаще называют, метода законтурного заводнения. Подсчитано, что если выкачивание дает одну треть всего наличия нефти в скважине, то законтурное заводнение позволяет получить еще столько же. Переход на систему законтурного заводнения продлевает жизнь скважины еще на 30 лет. [c.232]

Сущность процесса вторичной добычи заключается в том, что вода под давлением нагнетается в пласт через ряд скважин в намеченных местах для того, чтобы заставить нефть выйти через центральную скважину. Этот метод связан с проникновением воды через пласт, и здесь возникают иные проблемы обработки, чем при первичной добыче. Как правило, продуктивный пласт представляет собой мелкозернистые плотные пески, содержащие остаточную нефть, которую уже нельзя извлечь методом первичной добычи. Механизм заводнения включает образование нефтяных отмелей впереди продвигающейся воды и их удаление через эксплуатационную скважину. Основное условие успешного проведения этого процесса — предотвращение закупорок пласта, причиной которых могут быть продукты коррозии, бактерии, осажденные соединения или взвеси в воде. Это вызывает необходимость повышения давления, и в конце концов наступит момент, когда система перестанет действовать. Очевидно, экономическая сторона коррозии оборудования имеет здесь второстепенное значение по сравнению с необходимостью избежать образования продуктов коррозии, которые могут закупоривать пласт. [c.232]

Использование органических ингибиторов при защите оборудования вторичной добычи от коррозии, вызываемой действием как инжекционных вод, так и нефти, сейчас широко распространено. Для этого имеются по крайней мере три основания 1) органические соединения обеспечивают хорошее ингибирование при очень малой стоимости, 2) одни и те же соединения могут оказывать двоякое действие и как ингибиторы коррозии и как бактерициды, возможно даже в первую очередь как бактерициды, и таким образом предотвращать коррозию косвенным путем, и 3) как указывает Робинсон [12], практически все хорошие органические ингибиторы уменьшают поверхностное натяжение, вследствие чего увеличиваются скорости инжекции. [c.248]

Промысловые компрессорные станции (установки) применяют для добычи нефти компрессорным способом поддержания давления в пластах и добычи нефти вторичными методами механизированного сбора попутного газа и транспортировки его на дальние расстояния [c.12]

На рассматриваемом этапе НТП в энергетике наряду с повышением эффективности производства должен в большей мере идти по пути расширения ресурсной базы энергетики. Около четверти общего производства (т. е. до половины прироста производства) энергоресурсов в предстоящее двадцатилетие можно обеспечить такими принципиально новыми технологиями, как ядерная энергетика, третичные методы добычи нефти, освоение арктического шельфа, электропередачи постоянного тока для вовлечения восточных углей в баланс европейских районов и др. Необходимо сделать крупный шаг в получении вторичного ядерного горючего (реакторы на быстрых нейтронах, регенерационные циклы) и в освоении реакции управляемого термоядерного синтеза. [c.69]

К сожалению, реальные размеры такого замещения определяются возможностями дальнейшего наращивания добычи угля требуемого качества и увеличения пропускной способности магистральных газопроводов с севера Западной Сибири в центральные районы страны, а также емкости газохранилищ. Особые трудности связаны с увеличением мощности вторичных процессов переработки нефти, на которых тяжелые (мазутные) фракции смогут перерабатываться в светлые нефтепродукты. Без этого замещение мазута другими видами топлива не имеет смысла, поскольку экспорт топочного мазута недостаточно эффективен и его размеры по ряду причин ограничены, а использование у остальных потребителей связано с большими затратами, чем на электростанциях. [c.72]

Таким образом, первоочередным мероприятием по перестройке производственной структуры ЭК па первой фазе является коренная реконструкция нефтеперерабатывающей промышленности, направленная на существенное повышение глубины переработки нефти. В складывающихся условиях, по нашим расчетам, каждый 1 млрд руб. дополнительных капиталовложений в процессы вторичной переработки нефти экономит не менее 7 млрд руб. капиталовложений в добычу нефти. Однако возможности увеличения глубины переработки нефти пока ограничены условиями смежных отраслей и неосвоенностью технологических процессов. Устранение этих ограничений является важнейшей народнохозяйственной задачей в области развития энергетики, которую необходимо решить в 1-й фазе переходного периода. [c.72]

И оставались существенно более высокими, чем в международной торговле, перестали отражать фактические издержки ее добычи в США. Постепенный рост издержек был связан с началом разработки месторождений на континентальном шельфе (10—15% добычи нефти в США), использованием вторичных методов добычи на традиционных месторождениях и другими факторами. Так, по данным [8], разрыв в регулируемых государством промысловых ценах и расчетных ценах, отражающих фактические издержки добычи (с учетом 15% нормы прибыли на инвестированный капитал и налоговой скидки на истощение недр), постепенно возрастал и в начале 70-х гг. составил 28— 29 долл./т (табл. 2-8), т. е. регулируемые цены оказались в 2 раза ниже расчетных. По-видимому, такая ситуация с ценами в сочетании с политикой нефтяных монополий вызвала сокращение объема разведочного бурения в США и соответственно доказанных запасов, что повлекло за собой существенное падение добычи нефти в стране — с 535 млн. т в 1970 г. до 455 млн. т в 1976 г. И лишь в 1978—1979 гг. при продолжающемся сокращении доказанных запасов (примерно на 5% в год) наметился некоторый рост объемов добычи нес )ти. [c.51]

Все эти оценки были сделаны на основе современного представления о возможном развитии добычи. Представляется, что затраты на бурение глубоких нефтяных скважин в расчете на 1 м проходки в последние 20 лет возрастали примерно такими же темпами, какими увеличивался индекс оптовых торговых цен, даже несмотря на то, что максимальная глубина бурения возросла с 4,5 до более чем 6 тыс. м. С помощью современных методов добычи можно извлечь из недр лишь около 35 % содержащейся в месторождении нефти. Для того, чтобы поднять добычу, используются вторичные методы добычи, такие, например, как закачка воды или СОз под давлением (рис. 2.6). Эта технология будет совершенствоваться, и ее использование будет расширяться. В ближайшие несколько лет будет увели- [c.25]

В этих условиях обеспечение уровня потребностей в нефти, ожидаемых в 2000 г., потребует, видимо, освоения менее благоприятных, более капиталоемких и менее концентрированных, чем эксплуатируемые, месторождений, расположенных на больших глубинах, на континентальных шельфах, в суровых природных условиях. Внедрение вторичных и третичных методов добычи также существенно повысит капиталоемкость и издержки добычи традиционной нефти. Так, согласно одному из последних прогнозов Мирового нефтяного конгресса средние удельные капитальные затраты на добычу нефти с 40 долл/т (в ценах 1978 г.) могут возрасти к 2000 г. до 120 долл/т, т. е. втрое, причем предельные затраты (нефть Северного моря, арктические районы и др.) могут достигнуть 400— 660 долл/т. [c.8]

В Северной Америке при оценке больше, чем где-либо, уделяется внимания учету результатов возможного стимулирования добычи нефти так называемым вторичным извлечением. API исключает из оценок нефть, которую можно извлечь путем закачки [c.30]

Вследствие больших затрат на разведку и освоение нефтяных месторождений проблема увеличения нефтяных ресурсов и снижения себестоимости нефти путем применения вторичных методов добычи и прежде всего повышения коэффициента нефтеотдачи до 0,8—0,85 приобретает огромное народнохозяйственное значение. Дальнейшее увеличение отбора нефти из пласта хотя бы на 5% позволит до конца разработки ныне действующих месторождений извлечь дополнительно несколько сот миллионов тонн нефти, что значительно повысит уровень ее добычи. [c.298]

В книге приведены данные об ингибирующем действии большого числа веществ ( 1700). Справочник состоит из шести разделов, в которых представлены ингибиторы коррозии в растворах кислот и щелочей в воде и водных нейтральных растворах солей в атмосфере в нефти (добыча, разведка, транспортировка, хранение) в органических средах и вторичных продуктах нефтепереработки. [c.2]

Статистические данные показывают возрастающую роль заводнения в,добыче нефти в США. Так, в 1953 г. при применении заводнения было добыто 35 755 тыс. нефти из 67 575 тыс. полученных при использовании вторичных методов. Это превышает годовую добычу нефти любого штата, взятого в отдельности (кроме Техаса), и составляет 18% всей добычи нефти в США [1]. [c.4]

Аналогичным образом можно применять выводы, полученные в главе IX для задач линейного размещения скважин, включая сюда теорию расстановки внешних рядов последних. Заметим снова, что, принимая условия давления согласно гл. X, п. 14, необходимо заменить величину давлений соответствующими значениями /9 + ". Теорию нормальных сеток размещения скважин, развитую в гл. IX, можно приложить к разработке газовых месторождений, аналогично практике эксплоатации жидкостей. Однако проблема водной репрессии по вполне понятным причинам не имеет практического интереса для газовых пластов. Так, падение давления в нефтяном песчанике может снизиться до атмосферного после отбора из пласта песчаника 15—35% первоначального содержания нефти. Полное истощение давления в газоносном песчанике обозначает извлечение всего количества газа, первоначально заключенного в резервуаре, за исключением 1р, где р — первоначальное давление резервуара в атмосферах. Если первоначальное давление резервуара составляет 50 ат, соответствующее глубине около 510 ж, результирующая отдача при полном истощении давления в песчанике составит 98%. Поэтому вторичные методы добычи, например, водная репрессия, не представляют собой никакого интереса при эксплоатации газовых месторождений. [c.584]

Учет параметров анизотропии коллектора необходим также при проведении мероприятий по интенсификации добычи или при вторичных методах эксплуатации месторождений. Так, при всевозможных процессах заводнения анизотропных трещинных коллекторов необходимо обеспечить условия, при которых вытеснение нефти водой происходило бы в направлении оси анизотропии, соответствующей минимальному значению направленной проницаемости. [c.146]

Ингибитор коррозии нерных металлов в нефти [53]. Обладает бактерицидными свойствами по отношению к сульфатвосстанавливающим и другим бакте-)иям. Применяется для защиты оборудования при вторичной добыче нефти. 1ри концентрации ингибитора 5—12,5 мг/л (в пересчете на активное основание) Z = 95%. [c.167]

Имеется два хороших изложения микробиологических проблем, которые возникают при добыче нефти методом законтурного заводнения это книга Бирстечера Микробиология нефти [14] и обзор Вульфсона Микробиология в системах вторичной добычи [15]. Проблема несовместимых вод и их закупоривающее действие в песках нефтескважин рассматривается Бернардом [10] и в одной статье английского журнала [17], где приводятся результаты, полученные в Западно-виргинской горной школе. Эрлафэр и Лав [18] обсуждают методы снижения производственных потерь, вызываемых осаждением нерастворимых веществ из природных или инжектированных рассолов. Опубликовано большое число статей по смачиваемости и вытеснению воды из нефтеносных песков, но здесь [c.230]

Р. А, Wolf, Замедление роста бактерий в водах, используемых для инжекции при вторичной добыче нефти, пат. США 2843545, 15 июля 1958 г. [c.253]

Меньшая степень агрессивности сырой нефти обусловлена рядом причин. Во-первых, она гораздо легче эмульгирует воду, чем очищенные продукты. Эмульгирование предотвращает отделение воды и связанную с этим местную коррозию. Очевидно, в состав сырых нефтей входят также вещества, замедляющие коррозию. Они покрывают поверхность металла хорошо сцепленной с ним защитной пленкой, которая предотвращает контакт с агрессивными агентами. При переработке эти защитные ингредиенты обычно удаляются. Сырые нефти также содержат природные детергенты, которые предохраняют поверхность металла от продуктов коррозии и сводят к минимуму образование. местных элементов. При определенных обстоятельствах сырые нефти также могут становиться весьма агрессивными — обычно при повышенном содержании серы и особенно в том случае, когда в нефти присутствуют сульфато-восстанавливающие бактерии. В результате возникает интенсивная местная коррозия, аналогичная той, которую вызывают те же бактерии при вторичной добыче нефти. [c.296]

Многие из описанных выше нефтерастворимых органических веществ, которые применяются для защиты нефтехранилищ, используются также в трубопроводах, так как находящиеся в них нефтепродукты могут быть идентичными, а коррозионные проблемы— сходными. Из этих соображений характеристика многих ингибиторов повторно здесь не приводится. Аналогично ингибиторы, оправдавшие себя при первичной или вторичной добыче нефти, являются также эффективными при транспортировке этого сырья по трубопроводам на нефтеперерабатывающие заводы. Так, например, сообщалось о случае, когда была достигнута 95%-ная защита при применении четвертичных алифатических оснований в количестве 3,63 кг на 159 м нефти. Полезны также ацетатные соли, так как они способны диспергировать парафин. Соответствующие кислоты также могут быть успешно применены для защиты трубопроводов. Сульфонаты и димерные кислоты являются, по-видимому, анодными ингибиторами и образуют многослойные защитные пленки, которые уже рассматривались. [c.303]

В качестве добавок к соленой воде балласта предлагается ряд органических веществ. Пайер [72] рекомендует применять ингибитор, полученный при окислении свободных от масел макрокри-сталлических парафинов, с последующим взаимодействием их с четвертичными аммониевыми основаниями, например с гидроокисью фенилтриметиламмония. Были испытаны и другие ингибиторы, аналогичные тем, которые используются при вторичной добыче нефти. Однако в общем метод этот мало экономичен и дает незначительный защитный эффект. [c.305]

Нефтяная промышленность страны, обеспечившая за два последних десятилетия основной прирост производства энергетических ресурсов, становится в новых условиях наиболее трудным участком энергетики. Поэтому, прилагая все усилия к дальнейшему наращиванию добычи нефти, необходимо главное внимание уделять ее рациональному использованию и всемерному замещению менее дорогими и лимитированными энергоресурсами. Наиболее крупной и неотложной мерой в этом отношении служит скорейшее сокращение использования мазута как котельно-печного топлива (КПТ) (особенно на электростанциях) и резкое увеличение мощности вторичных процессов переработки нефти — для производства светлых нефтепродуктов. В сочетании с ускоренной дизелизацией моторного парка, использованием сжиженного и сжатого газа и электрификацией транспорта это может сначала существенно замедлить, а затем остановить рост потребности страны в жидком топливе. [c.68]

Повышение работоспособности промысловых трубопроводов является актуальной задачей для нефтегазодобывающ.ей, а также химической промышленности в связи с растущими темпами развития трубопроводной транспортировки горного сырья. Особую актуальность приобретает эксплуатационная надежность трубопроводов в случае высокоминерализованных водных сред (хлориды натрия, кальция, магния и др.), транспортируемых при перекачке обводненной нефти, соленой пластовой воды в технологии вторичных методов добычи нефти, а также при добыче солей методом подземного выщелачивания. При остановке нефтепровода, а также при использовании метода внутритрубной деэмульсации происходит расслоение воды и нефти, которое в определенных условиях приводит к скоплению воды в пониженных участках трассы. Скопления водной фазы могут быть также результатом гидравлических испытаний на завершающей стадии строительства трубопроводов. [c.235]

Другим логически обоснованн,ым способом удлинения переходного периода является постепенное включение в энергобаланс газа при учете ценового стимулирования разработки его ресурсов на стадии падения уровня добычи. Вероятно, здесь будет уместно сказать несколько слов об использовани1и природного газа. Объем понутното газа, сжигаемого в факелах нефтепромыслов в странах — членах ОПЕК, составляет 71% общемирового объама газа, сжигаемого в факелах нефтяных скважин. В одном только 1977 г. добыча газа в странах — членах ОПЕК составила 268 млрд. м из которых более половины было сожжено в факелах. Таким образом, потери составляют около 127 млн. т в нефтяном эквиваленте в год — богатства, которые не станут достоянием этих стран. Учитывая ущерб, наносимый сжиганием газа в факелах, и ограниченные возможности использования его самими странами — членами ОПЕК, эти государства видят перед собой две возможности. Первая состоит в принятии экстренной программы развития внутреннего потребления газа и его экспорта или вторичной закачки его в пласты, и вторая — в ликвидации потерь попутного газа, если привязать уровень добычи нефти к масштабам его потребления и тем самым обеспечить оптимизацию его использования. [c.76]

Такого рода обстоятельства, связанные с количественной оценкой углеводородов в открытых месторождениях, неизвестны применительно к другим энергоресурсам, а потому сам этот подход чужд для специалистов других отраслей энергетики. Многим трудно понять, почему ежегодные пересмотры предыдущих цифр с учетом данных о добыче нефти за последний год, о развитии сети скважин и применении вторичного извлечения составляют важную часть оценки резервов Северной Америки и ведут к большим скачкам в оценке резервов нефти Среднего Востока. Для специалистоБ-нефтяников причины этого вполне очевидны. [c.31]

Возможно, статья в Форчун во многом ориентировалась на данные симпозиума по методам третичного извлечения, состоявшегося в июне 1974 г. в США. Эти данные таковы первоначальные запасы в недрах составляли 434 млрд, баррелей нефти, около 100 млрд, баррелей из них уже было извлечено, менее 36 млрд, баррелей можно добыть современными первичными и вторичными способами, менее 5 млрд, баррелей извлекаемы в будущем за счет закачки жидкостей, т. е. 293 млрд, баррелей останется в недрах (при учтенном в этом расчете коэффициенте извлечения 32 % ) Отмечалось, что изменения характеристик резервуаров приводят к колебаниям коэффициента извлечения в пределах 13,5—46%. Если верить данным 24 компаний, согласно которым можно извлечь еще 50—60 млрд, баррелей (6,7—8 млрд, т) дополнительно, то средний по США коэффициент извлечения составит 44—46 %, в то время как журнал Форчун исходит из коэффициента 61 %. Дополнительные 6,7—8 млрд, т значительно больше прежних оценок — 3,35 млрд. т. Реальную трудность представляет суммирование всех скважин, поскольку резервуары отличаются друг от друга. Добычные скважины дают от 0,4 до 81 баррелей (Луизиана), а в среднем по США— 18 баррелей в день. Маловероятно, чтобы можно было добиться роста производительности скважин, скажем, в Техасе. Действительно, много нефти остается в земле, однако, стоимость ее извлечения неизвестна. Высказывалось предположение, что общий коэффициент извлечения нефти может составить 90 % для 383 неглубоких нефтяных месторождений США с глубиной добычи менее 150 м. По другим данным, если удастся разработать методы третичного извлечения нефти, это примерно вдвое увеличит объем пригодной к добыче нефти, т. е. примерно до 14 млрд, т в США и 39 млрд, т для всего мира [22]. Последняя цифра — скорее гипотетическая, ориентировочная, но она говорит нам о том, что чем больше нефти мы умеем извлекать, тем больше ее будет извлечено. Имеется, однако, опасность, состоящая, во-первых, в мнении, что наиболее скромные цифры преднамеренно уменьшены и, во-вторых, в необоснованном убеждении, что стоит лишь поднять цены и нефть здесь же появится. [c.71]

СССР. Данные табл. 29 показывают огромный рост добычи угля в период превращения Советского Союза в ведущую промышленную державу. В стране, такой крупной по территории, как СССР, большое значение имеет размещение добывающих предприятий. Доля районов, расположенных восточнее Урала, в общей добыче угля с 1940 г. по 1972 г. выросла с 28,7 до 45,6 %. Однако их доля в суммарной добыче нефти и природного газа в эти годы повысилась еще значительнее соответственно с 6,3 до 25,3 % и с 0,5 до 33,5 % [27]. 80 % геологических запасов газа находится в восточных районах, его добыча в перспективе все в большей степени будет отралгать это распределение запасов [27]. Ожидается, что после 1980 г. доля угля в общем производстве энергии спилсаться не будет. Рост добычи угля будет происходить в результате увеличения объема разработки месторождений восточной части страны открытым способом. Потребуется некоторая переработка этого угля для повыщения эффективности его использования в других районах страны в виде первичного энергетического ресурса или в виде вторичного энергоносителя после преобразования его в электроэнергию. Однако для создания необходимой инфраструктуры в отдаленных районах с суровым климатом необходимо решить крупные научные, технические и экономические проблемы. Только после этого возмолгна переброска топлива и энергии объемом свыше 1000 млн. т у. т. в год на расстояние от 2 до 3 тыс. км. [c.118]

В настоящее время отчетно-расчетные формы, используемые при разработке и анализе топливно-энергетических балансов в ряде европейских социалистических стран, сохранили в значительной мере в силу традиций структуру, свойственную разработке частных балансов, что в ряде случаев затрудняет проведение необходимых анализов. Так, например, деление на группы природного (первичного) н переработанного (вторичного) топлива приводит к тому, что уголь и нефть и продукты нх переработки попадают в разные части баланса требуют дополнительного анализа для выявления баланса топливоперерабатывающего предприятия включение в группы природных и переработанных топливных ресурсов показателей (условно рассчитанных) атомной энергии и гидроэнергии затрудняет анализ структуры топливного баланса в его чистом виде. Вряд ли целесообразно также сохранение последовательности приведения статей расхода от добычи к потреблению вместо логически напрашивающейся последовательности от потребления к выявлению необходимой добычи. Наконец, нуждается в безусловном уточнении принятая в большинстве стран группировка потребителей и энергетических установок, которая должна выявлять специальные требования, предъявляемые к качественной характеристике топливно-энергетических ресурсов (с этой точки зрения вряд ли целесообразно, например, объединение в одной группе установок с шахтными и слоевыми топками, предъявляющими совершенно различные требования к качеству топлива). [c.19]

Нефть. В последние годы появился ряд оценок общих запасов нефти в мире. Некоторые из этих данных, в частности систематизированные в [Л. 37]2, а также материалы VII сессии МИРЭК позволяют оценить общие запасы нефти, извлекаемые без применения вторичных методов, в пределах от 200 до 214. млрд, г, с учето-М вторичных методов эти запасы по мнению американских геологов возрастают до 400—428 млрд, т., что свидетельствует об определенных перспективах роста мировой добычи нефти. [c.41]

Добыча нефти и газа. Основные вопросы рациональной организации эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, технико-экономические показатели добычи нефти и газа также в значительной степени зависят от их запасов (дебита скважин) и горногеологических характеристик (глубины залегания, пластового давления). Совершенствование технологии разработки месторождений связано в основном с выбором рационального режима отбора с учетом методов воздействия на пласт и предполагает повышение производительности скважин и рост коэффициента отбора. Одной из принципиальных в этой области является проблема дальнейшего повышения степени использования разведанных запасов. В недавнем прошлом к концу промышленной эксплуатации в нефтяных залежах нередко оставалось около 70% неизвлеченных запасов. Материалы МИРЭК [Л. 95] показывают, что в ряде нефтедобывающих капиталистических стран комбинация вторичных методов добычи нефти с прогрессивной технологией эксплуатации позволяет получить коэффициент нефтеотдачи 0,33—0,34, а в сочетании с другими методами до 0,45— 0,46. По мнению советских специалистов Л. 37], усовершенствование существующих, а также внедрение и широкое использование новых методов разработки месторождений (в частности, методов интенсификации и вторичных методов эксплуатации — внутриконтурного и законтурного заводнения, гидравлического разрыва пласта. торпедирования забоев, их обработка соляной кислотой и другими химическими средствами) позволяет уже в настоящее время по СССР полагать реальной возможность повышения коэффициента нефтеотдачи до значений около 0,6 (ожидаемое значение этого коэффициента для нефтедобычи в СССР по уровню 1970 г. оценивалось около 0,45). [c.62]

Справочник состоит из шести частей, в которых представлены ингибиторы жоррозии в растворах кислот и щелочей в воде и водных нейтральных растворах -солей в атмосфере в нефти (добыча, разведка, транспортировка, хранение) органических средах и вторичных продуктах нефтепереработки. [c.4]

Ингибитор коррозии яерных металлов в нефти, в кислотах [53, 331, 391, 418], во вторичных продуктах нефтепереработки [1003]. Применяется при добыче и переработке нефти. [c.177]

Методы вторичной эксплуатации были впервые применены на старых месторождениях Восточных Штатов. В настоящее время по крайней мере четверть всего количества пенсильванской нефти добывается в результате вторичной эксплуатации скважин [19]. В 1959 г. 62,6% всей нефтяной продукции Иллинойса было получено в результате применения законтурного заводнения. В том же году в Техасе, используя некоторые формы или комбинации инжектирования, добывали более 150 000 нефти в день. Таким образом, очевидно, что законтурное заводнение стало основным процессом при добыче нефти со временем его применение будет быстро возрастать, так как количество нефти, получаемой путем выкачивания, уменьшится, вследствие истощения запасов нефти, доступной для добычи этим методом. [c.232]

P. D. Т о г г e у. Улучшение добычи нефти, лекция II, ч. 1. Экономика вторичной эксплуатации часто более рациональна, чем первичной. Produ ers Monthly, 25, № 4, 14—18 (1961). [c.252]

Чарный И. А. О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и подгазовых нефтяных месторождениях. Труды Совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Баку, Азиефтеиздат, 1953. [c.168]

В качестве иллюстрации можно рассмотреть сравнительно простую проблему многоскважинных систем, о которой идет речь в главе IX. Муниципальное водоснабжение обеспечивается глубокими артезианскими скважинами. Желательно запланировать будущее расширение фронта бурения дополнительных скважин. Удвоение уплотнения последних не удвоит их производительность вследствие явления интерференции скважин. Действительный прирост производительности зависит от расстояния между последними и геометрическим размещением сложной системы. С помощью аналитических методов, приведенных в главе IX, можно с достоверностью определить это влияние интерференции. Кроме того, если даже нельзя точно предсказать дебит отдельной скважины, то статистически относительные дебиты различных скважин по сетке размещения могут быть указаны довольно точно и можно установить наиболее экономичный план развития буровых работ. Более сложный пример заключается в проблеме заводнения при вторичных методах добычи нефти, которая рассматривается с идеализированной точки зрения в гл. IX, пп. 16 и 33. В этом случае фактические промысловые условия, при которых нагнетаемая вода должна двигаться через пески, содержащие нефть и газ, резко отходят от тех допущений, которые были приняты для математического удобства. Кроме того, физические факторы, определяющие эту неустойчивость, настолько сложны, что препятствуют всякой надежде установить точный количественный эффект. Тем не менее анализ обеспечивает получение вполне надежных выводов в отношении сравнительной отдачи различными комбинациями скважин, а также эффект от благоприятного их размещения. До сего времени на эти вопросы давались ответы, основанные только на интуиции. [c.20]

Мазуты по содержанию в них серы делятся на несернистые — не более 0,2% 5л малосернистые—не более 0,5% 8 сернистые — от 0,5 до 1,9% 8л и высокосернистые от 1,9 до 4,3% 8л. Сернистые и высокосернистые мазуты получаются в основном при переработке нефтей восточных и северных месторождений. Доля сернистых и высокосернистых нефтей составляет примерно /3 всей добычи и имеет тенденцию к увеличению. Высокое содержание серы затрудняет и даже исключает возможность применения высокосернистых мазутов, например в печах для вторичного рафинирования меди и при термической обработке металлов, так как диффузия серы в металл в условиях высоких температур резко ухудшает его качество. В некоторых металлургических процессах применение сернистых мазутов допускается, например, при плавке в отражательных печах сульфидных медных руд на штейн. [c.189]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...