Усинское месторождение

Cтраница 2

Основной вклад в добычу внесли Усинское месторождение ( 32 % от общей добычи в Тимано-Печоре), Возейское ( 21 %), За-падно - Тэбукское ( 11 %), Пашнинское ( 9 %), Харьягинское и Ярег-ское ( по 5 %) - в общей сложности на них было добыто 83 % нефти. [16]

В продуктивной толще девонской залежи Усинского месторождения выделяются четыре пачки, характеризующиеся ухудшением кол-лекторских свойств в направлении снизу вверх по разрезу. [17]

На залежи пермо - карбона Усинского месторождения, свойства нефти которой приведены в табл. 4.5, группа скважин эксплуатировалась фонтанным способом. Скважины работали по межтрубному пространству, дебиты их находились в пределах 1 - 40 т / сут, выбор технологических режимов работы подъемников отсутствовал. [18]

При выработке основных принципов проектирования разработки Усинского месторождения, в котором принимали участие ученые и специалисты НПО Союзтермнефть, ПО Коминефть, ВНИИнефть, ПечорНИПИнефти, МИНГа им. Губкина, исходили из того обстоятельства, что при тепловом воздействии на пласт, несмотря на все его преимущества перед другими методами, степень охвата пласта большой толщины снижается. Особую трудность представляет разработка нефтяных пластов, толщина которых превышает 50 м и более, а трещиноватость и кавернозность коллекторов нефтенасыщенных пород решение проблемы увеличения нефтеотдачи таких месторождений еще более осложняют. Толщина нефтяного пласта Усинского месторождения составляет 200 м и более, а при расстоянии между скважинами 200 - 250 м она соизмерима с расстояниями между скважинами. Поэтому независимо от метода разработки при таких толщинах весь пласт невозможно охватить тепловым воздействием. [19]

По методикам выполнена серия практических расчетов Усинского месторождения. [20]

Фильтрационные параметры усинских нефтей в песчаниках. [21]

Таким образом, успешная разработка девонской залежи Усинского месторождения может быть осуществлена при снижении температуры вытесняющей воды ниже пластовой до 40 С. [22]

Благодаря этому за счет обработки растворителями пермокарбоиовой залежи Усинского месторождения можно значительно интенсифицировать отбор нефти из - скважин. Рассмотренный метод рекомендуется испытать на участке естественного режима пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Увеличение же конечной нефтеотдачи будет достигнуто за счет теплового воздействия на пласт в целом на всей залежи. [23]

Результаты обработки исследования скважин Усинского месторождения. [24]

Как видно, результаты обработки гидродинамических исследований скважин Усинского месторождения ( табл. 7) хорошо сопоставимы с данными обработки лабораторных экспериментов. [25]

Ниже представлены данные экспериментов для нефти пермо-карбоно-вой залежи Усинского месторождения. [26]

Дана оценка результатов пробной закачки конденсата в пласт пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. [27]

Промысловые исследования были осуществлены в марте-апреле 1980 г. на залежи пермо-карбона Усинского месторождения. Нами были разработана схема и методика эксперимента, С.К. Абишевым они были согласованы и уточнены с работниками ЦНИПР НГДУ Усинскнефть. [28]

Приведены фактические н расчетные данные по внедрению ряда технико-технологических мероприятий на Усинском месторождении Коми АССР в 1979 - 1982 гг. Рассматривается влияние отдельных мероприятий на показатели бурения глубоких скважин в целом. [29]

По результатам исследований коэффициенты усадки добытой нефти равны: для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения - 0 32, Падимейского месторождения - 0 55, среднедевонской залежи Возейско-го месторождения ( скв. [30]

Страницы: 1 2 3 4