Ишимбайское месторождение
Cтраница 1
Ишимбайское месторождение находится на последней стадии разработки. Пластовое давление снизилось и составляет в среднем 0 5 МПа. [1]
 |
Коробковское месторождение а - структурная карта по кровле среднего карбона. б - геологический разрез. 1 - газовые залежи. 2 - нефтяные залежи. 3 - газонефтяные залежи. [2] |
Ишимбайское месторождение нефти и газа характеризуется своеобразным геологическим строением, отличающим его от вышеописанных месторождений Волго-Ураль - ской нефтегазоносной области. Месторождение приурочено к рифо-генному массиву, сложенному артинскими известняками. Это первое месторождение, открытое на территории Башкирии в 1932 г., и первое месторождение, связанное с рифом, открытое на территории нашей страны. [3]
Ишимбайское месторождение нефти и газа характеризуется своеобразным геологическим строением, отличающим его от вышеописанных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной области. Месторождение приурочено к рифогенному массиву, сложенному артинскими известняками. Это первое месторождение, открытое на территории Башкирии в 1932 г. и первое месторождение, связанное с рифом, открытое на территории нашей страны. [4]
Ишимбайского месторождения было проведено 19 кислотных и две термокислотные обработки. [5]
Рифогенный массив Ишимбайского месторождения состоит из ряда более мелких массивов, объединенных в единую связку, имеющую северо-западное простирание. [6]
Для условий Ишимбайского месторождения паротепловая обработка скважин является наиболее эффективным методом интенсификации добычи нефти. Недостатком его является то, что с увеличением глубины залегания пласта тепловые потери при-закачке пара значительно возростают. Поэтому для месторождений Введеновского, Старо-Казанковского, Тереклинского, Гра-чевского, Кумертауского, с глубиной залегания продуктивного пласта 1200 - 1800 метров, наиболее приемлемы обработки огневыми забойными нагревателями. [7]
Пластовая температура ишимбайских месторождений невысокая ( 25 - 27 ПС), что является благоприятным фактором для применения процесса вытеснения обогащенным газом. [8]
Характерным для газопроводов Ишимбайских месторождений является сравнительно большое содержание в выпадающем из газа конденсате ионов сульфата и двухвалентного железа. Накопление последних в растворе, особенно в присутствии сероводорода, очевидно, связано с пониженной кислотностью среды, поскольку при рН ниже 4 ионы железа не выпадают в осадок. [9]
Бензиновая фракция нефти Ишимбайского месторождения была получена на АВТ Ишимбайского нефтеперерабатывающего завода; из нефти Введеновского месторождения 150 кг бензиновой фракции было отобрано на уже описанной специальной установке [3], в конструкцию которой были внесены некоторые изменения. В отходящем азоте ни сероводород, ни меркаптаны не были обнаружены; это свидетельствовало о том, что реакции распада сераорганических соединений не получили сколь-либо заметного развития. [10]
Характерным для промысловых газопроводов Ишимбайского месторождения является отложение в них продуктов коррозии и элементарной серы, которая выделяется в результате окисления сероводорода поступающим в газ кислородом. Сечение труб при этом часто настолько снижается ( рис. 2), что наступает полная их закупорка. [11]
В бензиновых фракциях нефтей Ишимбайского месторождения содержится ( идентифицированы) 13 алифатических сульфидов, 4 моноциклических сульфида и 9 меркаптанов. [12]
Однако для дальнейшего развития Ишимбайского месторождения необходима была более мощная энергетическая база. [13]
В бензиновых фракциях нефтей Ишимбайского месторождения содержится ( идентифицированы) 13 алифатических сульфидов, 4 моноциклических сульфида и 9 меркаптанов. [14]
Большую перспективу применения на Ишимбайских месторождениях могут иметь обработки маловязкими нефтекислотными эмульсиями. Для их применения необходимо подобрать дешевые эмульгаторы, определить оптимальные их добавки и разработать рациональную технологию обаботок. [15]
Страницы: 1 2 3 4