Ольховское месторождение

Cтраница 2

Проведен расчет процесса распределения предоторочки применительно к Ольховскому месторождению, на котором осущетвляется проект закачки оторочек диоксида углерода. [16]

Таким образом, результаты исследований показали, что на Ольховском месторождении, несмотря на внутриконтурную систему заводнения, вытеснение нефти на большей части месторождения происходит за счет подъема ВНК и не обеспечивается эффективное поддержание пластового давления в самой залежи. [17]

Относительное давление разрыва и относительное давление раскрытия трещин для различной глубины залегания коллекторов. [18]

Из рассмотренных месторождений Пермской области по относительному давлению разрыва скважины Ольховского месторождения значительно отличаются от скважин других месторождений, по-видимому, в связи с тем, что песчаники Ольховского месторождения более сцементированы [75] и, следовательно, характеризуются минимальной естественной трещинова-тостью. Судя по графикам зависимости приемистость - давление, для поддержания трещин в открытом состоянии на этом месторождении требуются давления, близкие давлению разрыва. [19]

Необходимо отметить, что промышленный эксперимент по закачке СО2 на Ольховском месторождении не был выполнен из-за отказов в работе оборудования. Тем не менее, разработанный подход к проведению лабораторных экспериментов может быть взят за основу при проектировании газовых методов. [20]

В качестве примера ниже приведен расчет процесса распределения предоторочки применительно к Ольховскому месторождению, на котором осуществляется закачка оторочек диоксида углерода. Объект воздействия для наглядности получаемых результатов и отработки методических вопросов ограничен восемью скважинами. Тем не менее эти скважины надежно представляют Ольховский объект закачки СО2, так как их отбор из фактического числа скважин ( 24 шт. [21]

Зависимости прироста конечной нефтеотдачи Дт и дополнительной добычи нефти на 1 т двуокиси углерода q от перового объема закачанной в пласт оторочки реагента Vc.| Зависимость дополнительной нефтеотдачи Дт от Уж при нагнетании. [22]

Закачка двуокиси углерода запроектирована на пяти объектах Сергеевском месторождении Башкирии, Ольховском месторождении Пермской области, Козловском и Радаевском месторождениях Куйбышевской области, Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения Татарии. [23]

К первой группе отнесены залежи пластов Тл Бб Яринской и Камен-ноложской площадей Ярино-Каменноложского месторождения, пласта Б6 Ольховского месторождения. По этим объектам наиболее высокое значение продуктивности и гидропроводности имеют пласты Каменноложской площади и наименьшее - пласты Ольховского месторождения. Залежи разбурены по плотной сетке скважин. [24]

Ромашкинского месторождения Татарстана, Узенско-го месторождения Казахстана, Радаевского, Якушкинского, Козловского, Ново-Запруднинского месторождений Самарской области, Ольховского месторождения Пермской области. Показана возможность увеличения коэффициента вытеснения нефти на 5 - 16 пунктов при несмешивающемся вытеснении и до 23 пунктов при условиях, близких к смесимости нефти с двуокисью углерода. [25]

Анализируя результаты трех фильтрационных экспериментов, можно сделать вывод о том, что доотмыв нефти оторочками газа, обогащенного СО2, в условиях Ольховского месторождения дает значительный технологический эффект. Его величина вполне соизмерима с эффектом от воздействия чистого диоксида углерода. [26]

В табл. 2 приведено качество дистиллятов, полученных на установке с роторной колонкой при разгонке мазутов товарной сернистой смеси западносибирских нефтей и малосернистой нефти Ольховского месторождения Оренбургской области. Эти нефти различаются как по содержанию серы, так и по содержанию асфальто-смолистых компонентов. [27]

Зависимость устойчивости приемистости скважин от относительного давления разрыва. [29]

Как показал анализ работы нагнетательных скважин, наиболее устойчивая во времени приемистость характерна для скважин, для которых относительное давление гидроразрыва было минимальным. Исключительно быстрое снижение приемистости во времени отмечается на Ольховском месторождении: при давлении нагнетания около 0 8 горного приемистость скважин в течение 1 - 1 5 лет снижается в 4 - 7 раз и требуется постоянное проведение работ по ее восстановлению. Вероятно, в данном случае глубина распространения трещин, образовавшихся после гидрораз-рыва, небольшая. Значительно устойчивее во времени приемистость скважин на Ярино-Каменноложском месторождении, хотя давление нагнетания составляет 0 6 - 0 75 горного давления. [30]

Страницы: 1 2 3