Западно-сургутское месторождение

Cтраница 4

В табл. 25 приведены удельные капитальные вложения в добычу нефти в условиях Западно-Сургутского месторождения при различных динамических уровнях. [46]

В табл. 2 представлены составы газовой фазы I ступени сепарации пластовой нефти Западно-Сургутского месторождения под давлением 0 4 Ша и температуре 20 С. [47]

Специально исследовали полярные зеленые пигменты вана-дилпорфиринового концентрата для одной из ординарных нефтей ( Западно-Сургутское месторождение, скв. Для этого из концентрата порфиринов на колонке с оксидом алюминия отделяли самую полярную фракцию буро-зеленого цвета и с поглощением в области 590 - 600 нм, что характерно для зеленых полярных пигментов [99] и использовано для детектирования их присутствия в элюатах. Выделенные фракции дополнительно очищали на колонке с кремниевой кислотой и силикагелем, пропитанным ацетонит-рилом. [48]

В целях отработки технологии эксплуатации нефтяных скважин проведены испытания гидропоршневой насосной установки в условиях Западно-Сургутского месторождения. Предварительные расчеты указывают на целесообразность такой эксплуатации. [49]

Карта реологического состояния эмульсий пласта BI Западно-Сургутского месторождения. [50]

В качестве примера на рис. 51 приведена карта [62] реологического состояния эмульсии из пласта BI Западно-Сургутского месторождения. По оси абсцисс отложены значения градиентов скорости, по оси ординат - температура. Линиями одинаковой концентрации эмульсии поле графика разбито на три зоны: / - зона переменных реологических параметров, / / - - ньютоновская зона, III - бингамовская зона. Для установления принадлежности эмульсии к тем или иным жидкостям при перекачке по трубопроводам необходимо определить градиент скорости и знать температуру потока, затем провести через известные значения градиента скорости и температуры перпендикуляры к осям координат. Точки пересечения перпендикуляров определят зону, к которой относится данная эмульсия. [51]

На рис. 13 приведена сравнительная оценка затрат, зависящих от способа эксплуатации скважин в условиях Западно-Сургутского месторождения. [52]

Конечный коэффициент вытеснения нефти водой для заводненных участков пластов Б [ и Б2 - з Западно-Сургутского месторождения изменяется в пределах 0 63 - 0 80, что указывает на высокую вымывающую способность сеноманских вод, используемых для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. [53]

Однако, если по данным промыслово-геофизических исследований эксплуатационных и нагнетательных скважин, например, на Западно-Сургутском месторождении по пластам БС, БС2 3, БС ] 0, средняя работающая мощность колеблется от 24 до 65 %, то по данным гидродинамических исследований она несколько отлична там, где снятие профилей проводится на нескольких режимах. [54]

Характеристики скважин и их продукции приведены в табл. 14, из которой следует, что нефти Западно-Сургутского месторождения по товарным свойствам относятся к классу высокосернистых, подклассу смолистых, а по содержанию парафина - к высокопа-рафинистым. [55]

Добывные возможности оборудования и скважин. [56]

Расчеты по капитальным, эксплуатационным и приведенным затратам на годовую добычу нефти при 50 % - ной обводненности продукции скважин Западно-Сургутского месторождения показывают следующее. [57]

На базе описанной выше математической модели, было проведено обоснование промыслового эксперимента по закачке индикатора на опытном участке пласта БСщ Западно-Сургутского месторождения. [58]

Базовым представителем ряда установок этого типа является УГН 100 - 200 - 18, опытный образец которой прошел промышленные испытания на Западно-Сургутском месторождении ПО Сургутнефтегаз. На промыслах ОАО Сургутнефтегаз накоплен значительный опыт эксплуатации нефтяных скважин УГПН как отечественного, так и иностранного производства. [59]

Таким образом, анализ промысловых материалов и имеющихся лабораторных исследований показал, что нижний предел нефтенасыщенности коллекторов, по которым возможно получение безводной нефти, составляет 45 - 50 % для Западно-Сургутского месторождения. Такие пропластки, а также пропластки с несколько большей остаточной водонасыщен-ностью, расположенные в пределах внутреннего контура нефтеносности, рекомендуется перфорировать. [60]

Страницы: 1 2 3 4 5