Южно-ягунское месторождение

Cтраница 2

Проанализировав текущее состояние промысловых трубопроводов ( на примере Южно-Ягунского месторождения ТПП Когалымнефтегаз), выявлено, что для обеспечения долговечности трубопроводов системы ППД и нефтепроводов кроме существующих противокоррозионных мероприятий ( лакокрасочные и футеровочные покрытия и химические реагенты) следует использовать методы физического и физико-химического воздействия на свойства транспортируемых жидкостей. [16]

Анализ аварийности свидетельствует о том, что ингибиторная защита трубопроводов Южно-Ягунского месторождения в целом не достигает цели: несмотря на имевшее место увеличение протяженности защищенных трубопроводов, их аварийность также возрастала. [17]

На основании вышеизложенного был выбран опытный участок, располагающийся в районе шестого и седьмого блоков разработки Южно-Ягунского месторождения. [18]

В ходе экспериментальных работ были изучены физико-химические свойства гелеобразующих составов на основе алюмосиликатов для условий неоднородных высокотемпературных пластов Южно-Ягунского месторождения. [19]

В третьей главе приводится расчет параметров установок для магнитной обработки пластовой и подтоварной вод, транспортируемых по промысловым трубопроводам Южно-Ягунского месторождения с использованием специальной программы ПЭВМ. [20]

Исходя из рассчитанных параметров ( количество и расположение постоянных магнитов, напряженность в центре зазора), сконструированы установки для магнитной обработки транспортируемых по промысловым трубопроводам жидкостей Южно-Ягунского месторождения и Вятской площади Арланского месторождения. Установки магнитной обработки транспортируемых по трубопроводам жидкостей внедрены в ТПП Когалымнефтегаз ( эффективность защиты трубопроводов от коррозии составила 32 %, эффективность ингибитора коррозии ХПК-002 ЮЯ, в результате совместного применения с магнитной установкой, возросла с 50 до 68 %), а также в ОАО Белкамнефть, где в настоящее время проводятся испытания установок. [21]

Оценка дополнительной добычи нефти по месторождениям. [22]

Наиболее широко на нем применялись сшитые полимерные и комплексные системы. На Южно-Ягунском месторождении добыто 953 9 тыс. тонн дополнительной нефти. Меньшие объемы дополнительной добычи получены на Тевлино-Русскинском, Кустовом и Дружном месторождениях, по ним соответственно добыто: 364.8, 352.8 и 305.4 тыс. тонн нефти. [23]

На водонефтяных эмульсиях Южно-Ягунского месторождения ТПП Когалымнефтегаз определение остаточной обводненности нефтяного слоя вязкости проводили согласно ГОСТ 2477 - 65 и ГОСТ 33 - 82 соответственно. [24]

Поляризационные кривые для стали 20 в подтоварной воде с ЦПС. [25]

На низконапорном трубопроводе, транспортирующем пластовую воду горизонта Сеноман БКНС-5, для снижения ее коррозионной активности ингибитор не применяют. Для снижения агрессивности подтоварной воды БКНС-3 Южно-Ягунского месторождения применяется ингибитор коррозии ХПК-002ЮЯ. [26]

Кроме того, геле-образующая система подбиралась конкретно с учетом особенностей Южно-Ягунского месторождения, а именно, высоких температур, послойной неоднородности. [27]

Площадь замазученности при авариях трубопроводов системы нефтесбора. [28]

Несмотря на увеличение протяженности трубопроводов, защищаемых ингибиторами коррозии, их аварийность остается по-прежнему высокой. Это свидетельствует о неэффективности применяемых ингибиторов коррозии в транспортируемых жидкостях Южно-Ягунского месторождения, так как коррозия в них имеет ряд характерных особенностей. [29]

Установлено [67], что потеря агрегативной устойчивости тяжелых компонентов нефтей Южно-Ягунского, Дружного и Повховского месторождений при разгазировании определяется составом и свойствами исходной нефти. Тяжелая высоковязкая нефть ( 31 мПа с в пластовых условиях) Южно-Ягунского месторождения с высоким содержанием асфальтенов и смол ( 6 5 и 26 6 % соответственно) при разгазировании теряет асфальтеновые и смолистые вещества. В нефти Дружного месторождения содержится близкое количество асфальтенов и смол ( 8 0 и 21 1 % соответственно), но значительно меньше вязкость ( 5 3 мПа с в пластовых условиях), тяжелые компоненты практически сохраняются в растворе после разгазирования. [30]

Страницы: 1 2 3