Западно-сургутское месторождение
Cтраница 2
Нижнемеловые отложения Западно-Сургутского месторождения опробованы достаточным количеством скважин для анализа гидродинамической ситуации. [16]
 |
Полочный отстойник. [17] |
Опробованная на Западно-Сургутском месторождении технология закачки воды с принудительным внутрискважинным перетоком сверху вниз при помощи установки УЭЦП6 - 500 - 1000 показала, что межремонтный период погружного центробежного электронасоса достигает 8 5 мес. Принудительный переток рекомендуется осуществлять в каждой нагнетательной скважине и предусматривать при этом рабочий и резервный насосы. [18]
В отличие от Западно-Сургутского месторождения направление простирания элементов в основном северо-восточное, однако площадь разбита на большое число однородных участков. Наиболее стабильное положение выделенных элементов наблюдается при шестом варианте. [20]
Технологической схемой разработки Западно-Сургутского месторождения предусматривается эксплуатация продуктивных пластов В ii Б11 ш и Бх единой сеткой скважин. Все скважины намечается бурить со вскрытием пласта Бх. В пределах нефтяной части пласта Б: пласт Бх перфорируется в 20 % фонда скважин с целью изучения его промысловой характеристики. [21]
По условиям разработки Западно-Сургутского месторождения следует применять метод одновременно-раздельной эксплуатации по всему фонду скважин, в разрезе которых имеется несколько продуктивных пластов. [22]
Вязкость дегазированной эмульсии Западно-Сургутского месторождения при обводненности 0 4 - 0 5 % соответствует в среднем 250 мПа - с. В диапазоне малых градиентов скорости течения вязкость возрастает до 430 мПа - с, что свидетельствует о структурно-механических свойствах эмульсий. Нефть содержит около 4 % парафина и 0 45 - 2 9 % селикагелевых смол. [23]
В Среднем Приобье нефти Западно-Сургутского месторождения относятся к наиболее тяжелым и вязким. Они образуют стойкие эмульсии с водой и механическими примесями, что осложняет подготовку из них товарной нефти и рабочей жидкости для ГПНУ. Поэтому испытание таких установок на этом мемсторож-дении представляют особый интерес. [24]
В 1974 г. на Западно-Сургутском месторождении была смонтирована гидропоршневая насосная установка ( ГПНУ), имеющая одинаковые с газлифтом преимущества перед традиционными способами механизированной добычи нефти центробежными погружными и штанговыми насосами. ГПНУ отличается от газлифта лишь тем, что в качестве рабочего агента используется добываемая из скважины жидкость. Гидропоршневой насос в настоящее время проходит испытания. [25]
В последние годы на Западно-Сургутском месторождении значительно увеличился объем исследований промыслово-геофизическими методами. Так, в течение 1967 - 1972 гг. было проведено 75 исследований профилей притока и приемистости по 56 скважинам. [26]
В принятом варианте технологической схемы разработки Западно-Сургутского месторождения предполагается пробурить 134 эксплуатационных, 52 нагнетательных и 100 резервных скважин. [27]
Применение раздельной эксплуатации скважин в условиях Западно-Сургутского месторождения позволяет получить ежегодную экономию эксплуатационных затрат в размере 735 тые. Особенно велико снижение затрат за счет амортизации скважин - 536 тыс. руб. При этом возникает необходимость оборудовать под одновременный раздельный отбор нефти в первую очередь скважины, расположенные вблизи внешнего и внутреннего контуров нефтеносности или вблизи разрезающих нагнетательных рядов. [28]
В условиях разной коллекторской характеристики пластов Западно-Сургутского месторождения при их совместной эксплуатации методы контроля за выработкой запасов нефти имеют исключительно важное значение. В настоящее время на месторождении широко применяются гидродинамические, промыслово-геофизические, физико-химические и аналитические методы исследований. [29]
Осуществлена бескомпрессорная подача попутного газа с Западно-Сургутского месторождения на Сургутскую ГРЭС. [30]
Страницы: 1 2 3 4 5