Мортымья-тетеревское месторождение

Cтраница 1

Мортымья-Тетеревское месторождение введено в эксплуатацию в 1966 г., при этом была принята система внутриконтурного и законтурного заводнений. [1]

Физико-химические показатели ингибиторов коррозии. [2]

Для Мортымья-Тетеревского месторождения ни один из представленных ингибиторов не обеспечивает защиту трубопроводов от коррозии, поэтому необходимо использовать нетрадиционные методы защиты. [3]

На Мортымья-Тетеревском месторождении циклическое заводнение с переменой направления фильтрационных потоков с целью повышения конечной нефтеотдачи промытых зон пласта П начато в 1973 г. Циклическое воздействие на пласт осуществлялось в безморозный период ( май - октябрь) путем периодической остановки и пуска нагнетательных скважин внутриконтурных нагнетательных рядов на четырех участках. При этом регулярно замеряли содержание воды в продукции скважин, расположенных в предполагаемых зонах влияния циклической закачки. [4]

На Мортымья-Тетеревском месторождении зоны слияния пачек ПВ2 и Пс отмечаются в восточной ( скв. Слияние подпачек ПВ1 и Пв2 прослеживается в основном в виде двух вытянутых полос, первая из которых проходит с запада на восток по линии скв. Обе эти полосы увязываются с геологической картой горизонтального среза. На остальной площади зоны слияния прослеживаются в виде отдельных участков, примыкающих к наиболее повышенным участкам фундамента. Через эти окна может происходить как обводнение отдельных пачек, так и переток жидкости из одной пачки в другую. Выявленные особенности геологического строения позволяют определить и наиболее вероятные направления обводнения скважин: в северной части рассматриваемого месторождения - с северо-востока на юго-запад по линии скв. Эти данные необходимо обязательно учитывать при разработке залежи, особенно при анализе выработки запасов нефти из каждой пачки и подпачки. [5]

В пределах Мортымья-Тетеревского месторождения также установлен наклон ВНК в северо-западном направлении, что объясняется ухудшением коллекторских свойств вверх по разрезу продуктивных отложений. Установление истинного положения ВНК имеет большое значение при геометризации залежи в процессе подсчета запасов нефти, при проектировании и анализе состояния разработки. [6]

Залежи пласта П Мортымья-Тетеревского месторождения структурно-стратиграфические. Определение средней мощности залежи с подобным строением продуктивного горизонта возможно лишь по картам изопахит, так как ее расчет как среднеарифметической величины ( СА) по скважинам будет зависеть от местоположения и числа скважин, вскрывших продуктивный пласт. Завышенный результат будет получен, если большинство скважин вскроет продуктивный пласт на крыле, заниженный - если они попадут в зону его выклинивания. [7]

Наибольшая мощность зафиксирована в северной части Мортымья-Тетеревского месторождения ( скв. [8]

Наибольшая общая толщина отмечается также на севере Мортымья-Тетеревского месторождения, в скв. Значительной нефтенасыщенной толщиной характеризуется пачка в районе скй. [9]

Поляризационные кривые для стали 20 в неингибировашюй и ингибированной промысловой жидкости Мортымья-Тетеревского месторождения до и после магнитной обработки представлены на ряс. [10]

Схема установки проведения гравиметрических испытаний. [11]

Результаты исследований влияния магнитной обработки на коррозионную активность технологической жидкости с Мортымья-Тетеревского месторождения ТИП Урайнефтегаз ( табл. 3.5) свидетельствуют о том, что в обработанной жидкости скорость коррозии снизилась на 57 3 %: с 0 203 до 0 087 мм / год. [12]

На первом этапе освоения района ( 1964 - 66 гг.) были введены в разработку Трехозерное и Мортымья-Тетеревское месторождения с запасами в размере 36 9 % от суммарных по району. Месторождения многопластовые и основная доля запасов по ним ( 79 %) сосредоточена в высокопродуктивных пластах с начальным дебитом скважин более 50 т / сут. [13]

Исследования критерия минимальные удельные затраты показали, что применение ТОР обеспечивает уменьшение удельных затрат на обслуживание скважин Севере-Даниловского месторождения на 39 %; Мортымья-Тетеревского месторождения - на 53 %; Толумского месторождения - на 45 %; Л свинского месторождения - на 59 %; Убинского месторождения - на 48 % и позволяет получить дополнительную удельную прибыль от 4 3 % до 10 5 % на один ремонт установки ЭЦН. [14]

В условиях ТПП Урайнефтегаз ингибитор ХПК-002 В показал защитную эффективность на Трехозерном - 88 7, на Толум-ском - 79 1 и на Мортымья-Тетеревском месторождении - 48 4 % соответственно. [15]

Страницы: 1 2