Кулешовское
Cтраница 1
Кулешовское, Покровское, Боб-ровское, Чутырско-Киенгопское и др.; газовые и газоконденсатные - Оренбургское, Коробковское, Степновское. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах 0 2 - 5 4 км. [1]
В работе [34] на примере Кулешовского и Дерюжовского месторождений показано, что после многообъемных кислотных обработок ( 200 - 400 м3 раствора соляной кислоты) проницаемость узких трещиноватых слоев в карбонатных пластах, выявленных путем гидропрослушивания, увеличивается до нескольких дарси. [2]
Находящиеся в той же дельтовой зоне Кулешовское, Михай-ловско - Коханское и Дмитриевское нефтяные месторождения также относятся к наиболее богатым. [3]
Следует отметить, что обработка нефтей Кулешовского и Лебяжинского месторождений с применением смеси реагентов АНП-2 и диссольвана протекает более ровно и устойчиво, чем при применении чистых реагентов. Нарушения режима, связанные с подключением к установке резервуара с более тяжелой и трудно обрабатываемой нефтью Лебяжинского месторождения, оказываются значительно слабее. [4]
В последние годы открыты крупные нефтяные месторождения Южно-Куйбышевском районе Кулешовское и Благодаровское, рас положенные на склоне Средневолжского свода. [5]
Сопоставлением фактических дебитов скважин Ромашкинского ( Миннибаевская площадь), Кулешовского, Покровского, Мегион-ского месторождений ( С. В. Сафронов, Ю. С. Савельев) с расчетными установлено, что при длительном воздействии глинистым раствором на вскрытый пласт ( более 20 сут) дебиты скважин снижаются в 7 - 10 раз и более. [6]
Такими коллекторами сложен карбонатный пласт А4 башкирского яруса на Покровском, Кулешовском, Якушкинском, Алакаевском, Благодаровском и некоторых других месторождениях Куйбышевской области. [7]
И, наконец, на месторождениях Мухановском ( девон), Кулешовском ( пласты А4 и АЗ), Ново-Запруднен - ском, введенных в разработку в 1957 - 1960 гг., были запроектированы и осуществлены сетки с расстоянием между скважинами 600 - 800 м и плотностью 36 - 56 га / скв. По этим месторождениям, несмотря на столь редкие сетки скважин, процесс разработки проходит вполне нормально, достигнуты проектные уровни добычи нефти. [8]
Лишь некоторые сведения об окских коллекторах на территории Куйбышевской области имеются по Кулешовскому. [9]
 |
Схема маслоабсорбционной установки.| Схема установки отбензинивания попутного газа методом низкотемпературной конденсации. [10] |
На ряде зарубежных и некоторых отечественных ГПЗ ( Миннибаевском, От-радненском и Кулешовском) для отбензинивания газа применяется метод низкотемпературной конденсации. [11]
Для сопоставления эффективности блоковой и законтурной систем разработки проанализированы данные эксплуатации залежей нефти Кулешовского и Зольненского месторождений. [12]
Так, например, опыт разработки залежей нефти пластов CI ЭДуханов-ского и A3 Кулешовского месторождений, относящихся к числу объектов, на которых в качестве метода воздействия на пласт в поздней стадии был опробован форсированный отбор жидкости, показал, что интенсификация отборов жидкости из скважин в масштабе всей залежи эффективна для объектов с первым типом поздней стадии, в то время, как на залежах со вторым типом поздней стадии целесообразнее подвергать форсировке лишь медленно обводняющиеся скважины, расположенные в зоне завершения разработки. [13]
На это указывают исследования гидропро-водности и профиля расхода воды, проведенные на Туймазинском, Кулешовском и Ромашкинском месторождениях [19, 31], рассматриваемые в главе IV. При неустановившемся режиме разработки залежи между различными зонами, каналами и потоками жидкости создаются перепады давления, которые обусловливают переток жидкости между ними, изменение направления движения и форму потоков. [14]
Анализ проведен для нефтей трех типов, которые по углеводородному составу соответствуют Ромашкинско-му, Усть-Балыкскому и Кулешовскому месторождениям. Для исследования были взяты нефти, отсепарированные при давлении 0 1 МПа, которые, несмотря на различие в углеводородном составе, имеют одинаковую начальную упругость паров - 1180 мм. [15]
Страницы: 1 2 3 4