Воядинское месторождение

Cтраница 1

Воядинское месторождение, открытое в 1959 г., расположено в пределах Бирской седловины, по отложениям нижнего карбона представляет собой антиклинальное поднятие, вытянутое в северо-западном направлении. В пределах поднятия выявлено несколько небольших куполов, разделенных неглубокими прогибами. [1]

Кривые разгонки воядинской нефти угленосной свиты. [2]

Воядинское месторождение расположено в северо-западной части Янаульского района. [3]

Воядинское месторождение введено в разработку в 1972 году. На ряде участков они полностью замещены алевролито-глинистыми породами. Как правило, большим толщинам соответствует лучшая отсортированность зерен кварца и более высокие коллекторские свойства. [4]

Воядинское месторождение введено в разработку в 1972 году. Песчаники бобриковского горизонта индексируются как пласт C-VI и представлены в разрезе одним-четырьмя прослоями. [5]

На центральном куполе Воядинского месторождения ведется промышленный эксперимент по закачке горячей воды в пласты терригенной толщи нижнего карбона. Закачка холодной воды, начатая в 1978 году с целью поддержания пластового давления, в условиях значительной неоднородности коллекторов и высокой вязкости нефти оказалась недостаточно эффективной. Технологической схемой термозаводнения предусмотрено уплотнение сетки с 13 9 га / скв. Для нагрева воды используется опытный образец блочной водогрейной установки УВ 150 / 150 производительностью 3600 м3 / сут. [6]

На Центральном куполе Воядинского месторождения ведется промышленный эксперимент по закачке горячей воды в пласты терригенной толщи нижнего карбона. [7]

На западной залежи ТТНК Воядинского месторождения в 1994 - 1995 годах, как видно из графика разработки ( рис. 1), отмечается рост обводненности добываемой продукции и падение уровня добычи нефти. [8]

На залежах нефти угленосной толщи Воядинского месторождения для проведения мероприятий по закачке аммиачного раствора выбраны 5 очагов, которые включают 24 добывающие скважины. [9]

Дегазированная нефть терригенной толщи нижнего карбона Воядинского месторождения тяжелая, парафиновая ( вид П2), высокосернистая ( класс III), смолистая, со значительным выходом легких фракций, выкипающих до 300 С. [10]

Результаты закачки горячей воды в угленосную толщу Воядинского месторождения приведены в разделе 2 настоящей работы. [11]

На рис 4.3 представлены кривые разработки центрального купона Воядинского месторождения. [12]

Так, вязкость разгазированных нефтей при 20 С изменяется от 3 07 мПа с для пласта Д-IV Шкаповского месторождения до 249 мПа с в бобриковском горизонте Воядинского месторождения. Объемное содержание азота, выделившегося при однократном разгазировании пластовых нефтей до атмосферного давления при 20 С, по данным Шейх-Али Д.М., изменяется от 1 91 % в каширском горизонте Вятской площади Арланского месторождения до 70 % в бобриковском горизонте Наратовского месторождения. [13]

Растворенный в нефти газ тяжелый. Газ Воядинского месторождения характеризуется повышенным содержанием азота. [14]

В сравнении со средней нефтью нефти Воядинского месторождения характеризуются высокой вязкостью, повышенной плотностью и пониженным газосодержанием, а также низким коэффициентом растворимости газа в нефти. [15]

Страницы: 1 2