Ишимбайское месторождение
Cтраница 3
Следует отметить, что колебания динамики Q / V по Ишимбайскому месторождению связаны с вводом в разработку различных массивов в разное время. [31]
К 1948 г. многозабойные скважины были уже пройдены и на Ишимбайском месторождении. В 1951 г. после создания турбобура ТЗ-93 / 4 ( конструкции А. М. Григоряна) с активной турбиной Г. А. Любимова и отклонителей, способных набирать значительные углы наклона, бурение многозабойных скважин стало более успешно. [32]
Как показали наблюдения за эксплуатацией нефтепромыслового оборудования на старейшем в стране Ишимбайском месторождении, особенно сильной коррозии подвергаются промысловые газопроводы, по которым транспортируют попутный газ с примесью 3 - 5 % сероводорода. Было установлено, что газопроводы быстрее всего выходят из строя ( за 3 - 6 месяцев) на пониженных участках, где скапливается выпадающая из газа жидкость, которая представляет собой смесь легкого газобензина и влаги. Предварительно опытами было доказано, что агрессивные среды, встречающиеся внутри газопровода ( газовая, кислая водная и углеводородная), не вызывают в отдельности такой сильной коррозии труб, как выпадающий из газа двухфазный конденсат. [33]
Весьма сильному разрушению подвергаются резервуары для сбора и хранения нефти на Ишимбайском месторождении. Здесь срок службы их измеряется лишь несколькими годами. На нефтеперерабатывающих заводах заметной внутренней коррозии подвергаются резервуары, в которые собирают обезвоженную и обессоленную нефть, содержащую небольшое количество сероводорода. Появление последнего в нефти объясняется частичным разложением сернистых соединений при повышенных температурах обработки нефти. Срок службы резервуаров в этих условиях не превышает 10 - 15 лет. Интенсивной внутренней коррозии подвергаются резервуары для сбора и хранения нефти из угленосного горизонта на Туймазинском месторождении, где добывают нефть с примесью сероводорода. [34]
Применение технологии силикатно-щелочного воздействия на карбонатных рифовых отложениях сакмаро-артинского яруса Кузьминовского массива Ишимбайского месторождения и карбонатных отложениях мячковского горизонта Волостновского месторождения указывает на ее эффективность. [35]
Для снижения сероводородной коррозии оборудования ( насос-но-компрессорных и обсадных труб) нефтяных скважин Ишимбайского месторождения рекомендуется периодически наносить на поверхность труб пленку добываемой нефти. Особенно эффективно применение ингибированной ПАВ нефти, что приводит к устойчивой гидрофобизации поверхности металла, предотвращающей контакт металла с конденсирующей средой. [36]
В этих условиях большую роль в увеличении текущих дебитов скважин и конечной нефтеотдачи ишимбайских месторождений играют методы воздействия на призабойную зону пласта. Так, ежегодно в НГДУ Ишимбайнефть за счет их применения получают 10 - 13 % от всей добываемой нефти. [37]
На рис. 124 показано изменение прочности образцов цементного камня, хранившегося в скважинах Ишимбайского месторождения. Наибольшему воздействию минерализованных вод подвержены в цементе гидрат окиси кальция и трехкальциевый алюминат. [38]
На рис. 1.3 приведены кинетические кривые вытеснения нефти водой из карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и карбонатов Башкирского яруса ( пласт А4) Якушкинского месторождения. Как видно из приведенных данных, структура порового пространства оказывает существенное влияние на величину коэффициента вытеснения нефти водой. Диаграммы относительно фазовых проницаемо-стей для нефти и воды карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и Башкирского яруса Якушкинского и Архангельского месторождений приведены на рис. 1.4. Из рис. 1.4 видно, что точка равенства относительных фазовых проницаемостей соответствует значению водонасыщенности значительно меньшему, чем 50 %, что свидетельствует о преимущественной гидрофобности горной породы. [40]
На основании разработанной схемы произведен экономический расчет обосноьания применения злектродуговой горелки для условий Ишимбайского месторождения. [41]
Методы интенсификации добычи нефти играют большую роль в увеличении текущих дебитов скважин и конечной нефтеотдачи Ишимбайских месторождений. Ежегодно за счет применения методов интенсификации по месторождениям получают 10 - 13 % от всей добываемой нефти. [42]
По этой методике были определены коэффициенты сопротивления перемещениям штанг в насосно-компрессорных трубах на ряде скважин Ишимбайского месторождения. Полученные величины ( А и краткая характеристика некоторых из обследованных скважин приведены в таблице. [43]
Из всех объектов, на которых проводилась закачка соляной кислоты, наилучш-ие результаты получены на Ишимбайском месторождении в Башкирской АССР. [44]
На рис. 5 показаны вышедшие из строя седло и шарик клапана плунжерного насоса в одной из скважин Ишимбайского месторождения. Местной коррозии в присутствии сероводорода подвергается хромированная поверхность шарика и седло клапана в месте их постоянного контакта. Поверхности шарика и седла клапана выкрашиваются. Это ведет к появлению зазоров и резкому снижению производительности насоса. Довольно чаете наблюдаются случаи раскалывания шариков, что требует остановки скважины и подъема насоса для ремонта. Разрушение деталей клапанной пары связано с циклическим режимом ее работы и сильными ударами шарика о седло в. [45]
Страницы: 1 2 3 4