Кулешовское месторождение

Cтраница 3

В процессе проведения исследований по установлению причин и закономерностей распределения зон поглощения были проанализированы особенности строения и распределения этих зон на Кулешовском месторождении. [31]

Как видно из рисунка, при составлении проекта разработки пласта Ct Мухановского месторождения в 1967 г. прогнозный темп обводнения был завышен, а по пласту Л4 Кулешовского месторождения при анализе в 1971 г / - занижен. [32]

Результаты подобных исследований в области проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений могут представлять определенный интерес, в чем можно убедиться на примере рассмотрения истории проектирования разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, краткого анализа их разработки и сопоставительного анализа проектных и фактических характеристик вытеснения. [33]

Самые высокие постоянно нарастающие отборы жидкости имели место на Бариновском куполе особенно за последние 3 года, а характер изменения темпов отбора нефти из пласта С подобен изменению его по объекту Кулешовского месторождения. [34]

По залежи нефти пласта Б2 Зольненского месторождения получен высокий темп добычи нефти ( 8 5 % от начальных извлекаемых запасов) и хорошие технологические показатели в основном за счет благоприятных природных условий; по пласту А3 Кулешовского месторождения более высокие технологические показатели разработки достигнуты при менее благоприятных природных условиях исключительно за счет внедрения блоковой системы заводнения. [35]

Из прудов стоки поступают в приемную камеру перед насосной станцией № 3, забираются оттуда насосами, транспортируются к двум кустовым станциям системы заводнения и под давлением 100 кгс / см2 закачиваются в пласты АЗ и А4 Кулешовского месторождения. От взвесей вода в песколовках не очищается: они работают как проточные лотки. [36]

Выбор этих месторождений обусловлен существенным различием их по вязкости нефти и темпам разработки. Нефть пласта А3 Кулешовского месторождения имеет вязкость 0 55 сП в пластовых условиях. [37]

С) потери нефти Кулешовского месторождения составляют 4, Ромашкинского - 2, Усть-Балыкского - всего 0 25 %, Поэтому для определения давления насыщенных паров необходимо априори знать зависимость ps f ( a) для каждой нефти. [38]

Подтверждением избирательной фильтрации жидкости в реальных условиях разработки нефтяных залежей может служить явление раннего появления небольшого количества воды в эксплуатационных скважинах задолго до прорыва основного фронта обводнения. Это явление было отмечено на Кулешовском месторождении путем анализа динамики изменения содержания солей в безводной нефти, достигавшего 50 - 1000 мгл / л и более. При малом содержании воды она испаряется вследствие разгазиро-вания нефти и только при содержании солей в нефти 2000 - 3000 мгл / л отмечается наличие воды в нефти на поверхности. Как видно, это вполне соответствует схеме избирательной фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой среде, при которой возможно сильное опережающее внедрение воды по отдельным поровым каналам. Однако не на всех месторождениях проводятся соответствующие исследования, которые позволили бы это установить. Очень интересные результаты получены Л. П. Долиной по пласту Д1 Бавлинского месторождения. На основе геофизических исследований была установлена динамика нефтенасыщенности незаводненной части залежи. Аналогичные результаты получены Л. Г. Югиным по пласту A3 Кулешовского месторождения. [39]

На год раньше сотрудниками Гипровостокнефти в результате анализа и обобщения опыта законтурного и внутриконтурного заводнения было выдвинуто и обосновано положение о том, что системы внутриконтурного заводнения должны быть основным методом воздействия на нефтяные залежи независимо от их размеров. В 1960 г. была составлена технологическая схема разработки Кулешовского месторождения Куйбышевской области с применением так называемых блоковых систем разработки. [40]

В настоящее время деятельность треста концентрируется на Уваровской, Дунаевской, Дерюжевской, Алакаевской и Сосновской площадях. Большие работы на юго-востоке области ведет и трест Куйбы-шевнефтеразведка. Его деятельность сосредоточена на раз-буривании Кулешовского месторождения, на поисках нефти в угленосных и девонских отложениях. Есть все основания полагать, что новый нефтяной район имеет большие перспективы. [41]

Время организации заводнения обычно более продолжительное, чем при внутриконтурном заводнении. Примером может служить залежь пласта АЗ Кулешовского месторождения. [42]

Изменение упругости паров нефти при ее испарении ( кривые для нефтей соответственно I, II, III типа. [43]

При одинаковой исходной упругости нефтяных паров для нефтей различного углеводородного состава величина потерь при транспортировке и хранении неодинакова и, следовательно, упругость паров не является единственным критерием для определения требуемой глубины стабилизации нефти. Зная углеводородный состав исходной нефти, можно графически определить требуемую глубину стабилизации. Из приведенных данных видно, что потери нефти Кулешовского месторождения больше и поэтому глубина ее стабилизации на промыслах должна быть глубже, чем нефти Усть-Балыкского месторождения. [44]

На основе обобщения опыта искусственного заводнения различных месторождений и дифференцированного исследования нефтеотдачи по зонам залежей показано преимущество разрезания залежей на блоки перед законтурным ( приконтурным) заводнением по всем показателям. Метод разрезания залежей на блоки, обеспечивая высокую надежность, активность и экономичность системы заводнения, способствует и повышению нефтеотдачи пластов. Разрезание залежей на блоки было запроектировано и успешно осуществляется на залежах пластов A3 и А4 Кулешовского месторождения, пластов ДП, СП и CIII Мухановского месторождения и на других объектах. [45]

Страницы: 1 2 3 4