Усинское месторождение

Cтраница 4

Также положительные результаты получены при глушении скважин с использованием ГЭР на основе эмульгатора ЭС-2. В случае глушения скважин глинистым раствором ( пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения ПО Коми-нефть) средний расход ТЖ превышал требуемый на 44 % от расчетного вследствие интенсивного поглощения трещиноватым коллектором, при этом время освоения составляло 3 - 6 сут. [46]

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. [47]

Одним из способов добычи высоковязкой нефти является фонтанный способ эксплуатации. Имели место продолжительная фонтанная эксплуатация скважин, пробуренных на залежь пермо-карбона Усинского месторождения Республики Коми, фонтанирование скважин месторождений Русское в Западной Сибири и Каражамбас в Казахстане. Дебиты этих скважин различны и колеблются в пределах 1 - 40 т / сут. [48]

Форсированно строился нефтепровод Усть-Балык - Курган-Уфа - Альметьевск диаметром 1020 - 1220 мм, протяженностью 1812 км, его ввод в эксплуатацию планировался во втором квартале 1973 г. Конечно, форсированные темпы влияли на качество строительства, но тогда была другая задача, а качество проявится позже. В этом же году вводится в эксплуатацию еще один магистральный нефтепровод Уса-Ухта, обеспечивающий выход нефти с Усинского месторождения. [49]

Изотермический коэффициент сжимаемости зависит как от термобарических условий, так и от состава пластовой нефти. Зависимости, приведенные на рис. 8.3, показывают, что с уменьшением давления, увеличением газосодержания и температуры значение коэффициента возрастает. Например, газосодержание, замеренное по результатам стандартной сепарации, составляет для пластовой нефти Усинского месторождения 31 м 7м - Дмитриевского - 80 м3 / м3, Тенгизского - 486 м3 / м Карачаганакского - 533 м3 / м В работе [25] отмечается, что изотермический коэффициент сжимаемости реальных пластовых нефтей изменяется от 6 до 60 ГПа 1 и выше. [50]

Этаж нефтеносности - 30 м, водонефтяной контакт ( ВНК) - единый с нижним пластом среднего девона. Коллекторские свойства доломитов невысокие. В Печоро-Колвинской НГО непромышленные притоки легкой нефти были получены из нижнедевонских глинистых известняков на Усинском месторождении и силурийских известняков на Возейском месторождении в скв. В Хорейверском нефтегазоносном районе ( НГР) промышленные запасы нефти открыты только в южной части района в пределах Салюкино-Макарихинского вала, где выявлено крупное Средне-Макарихинское месторождение, приуроченное к силурийскому рифу. [51]

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. [52]

Особое место занимают проекты, реализуемые на основе современных достижений науки и техники. Показателен пример ЗАО Нобель Ойл, которое осуществляет крупнейший в мире проект термического способа добычи тяжелой нефти. СП разрабатывает пермо-карбоно-вую залежь Усинского месторождения в Республике Коми. Качественные характеристики углеводородов этого региона подтверждают сложность извлечения из пластов: плотность нефти составляет 960 кг / куб. [53]

Изменение давления при многократном [ IMAGE ] Зависимость времени ре-нагружении при Г 15 С лаксации нефти от температуры. [54]

При этом в зависимости от газонасыщения релаксационные характеристики изменяются. В области низких температур это различие существенно, с ростом температуры оно нивелируется. Следует отметить, что хотя для этой нефти газонасыщение приводит к росту времени релаксации, это не является общим правилом. Так, например, при аналогичных опытах с нефтью Усинского месторождения наблюдается обратный эффект. Тем не менее в любом случае изменением газонасыщения возможно регулировать релаксационные характеристики нефти. [55]

Страницы: 1 2 3 4