Нефтяное месторождение - регион
Cтраница 1
 |
Месторождение Опары. [1] |
Нефтяные месторождения региона в основном связаны с асимметричными, надвинутыми антиклинальными складками Внешней и Скибовой зон Карпат. Среди них известны складки, ненарушенные с пластовыми сводовыми залежами ( Долина, Сев. [2]
 |
Структурная карта по кровле газоносной песчаной угерской толщи газовых месторождений Бильче-Волица и Угерско ( по Н. Д. Елину. [3] |
Нефтяные месторождения региона в основном связаны с асимметричными, надвинутыми антиклинальными складками. Среди них известны складки ненарушенные с пластовыми сводовыми залежами ( Долина, Сев. [4]
Практически на всех нефтяных месторождениях Волго-Уральского региона нарушение естественного гидрогеологического режима произошло не только в нижнем этаже бассейна, но и в верхнем, заключающем пресные питьевые и минеральные лечебные воды. В результате процессов смешения вод различных геохимических типов сформировались растворы, генетически чуждые водовмещающим горным породам. Наиболее существенные гидрогеохимические изменения выявлены в нефтедобывающих районах Татарского свода, где в приповерхностной зоне широко развиты хорошо проницаемые терриген-ные и закарстованные сульфатно-карбонатные отложения казанского возраста ( рис. 49, 50), Бирской седловины ( рис. 51), сложенной неоге-ново-четвертичными и пермскими отложениями. [5]
Состав УНИ-3 испытан в трех добывающих скважинах Покамасовского нефтяного месторождения Когалымского региона ( ТПП Лангепаснефтегаз, НК ЛУКОЙЛ), вскрывших продуктивный пласт ЮВ Состав УНИ-3 использовался при глушении скважин перед проведением их подземного ремонта. При этом технология его применения была аналогична технологии применения состава УНИ-1 на Хохряков-ском и Ермаковском месторождениях. В каждую из скважин было закачано по 8 м3 состава УНИ-3. [6]
В работе проведен анализ экономической эффективности применения на нефтяных месторождениях Когалымского региона новых методов увеличения нефтеотдачи пластов, а именно: использование водоизоли-рующего гелеобразующего состава РВ-ЗП-1, гелеобразующего состава на основе алюмосиликатов и алюмохлоридов, кислотных микроэмульсий, комбинированной технологии в виде последовательной закачки осадкооб-разующего состава и вытесняющей композиции. [7]
В частности, некоторые исследователи [5.9] полагают, что при разработке нефтяных месторождений Урало-Поволжского региона одной из главных причин увеличения сульфатных ионов в попутно добываемой воде и образования в связи с этим отложений гипса является выщелачивание сульфатных минералов коллекторов. [8]
В работе [10] представлена экономико-математическая модель, на основе которой можно устанавливать очередность ввода в разработку нефтяных месторождений региона. [9]
Как уже отмечалось, проблема борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями весьма актуальна для нефтяных месторождений Волго-Уральского региона, пластовые нефти которых в большинстве своем отличаются повышенным содержанием серы и сероводорода. Кроме того, геолого-физическая характеристика и условия разработки этих месторождений являются крайне благоприятными для образования сероводорода во всех элементах единой нефтепромысловой системы пласт - скважина - наземное оборудование. [10]
Непосредственный участник ( возглавлял работы) разбури-вания и освоения Лянторского и Федоровского нефтегазоконден-сатных, Вачимовского газонефтяного, Дунаевского, Западно-Сургутского, Конитлорского, Маслиховского, Родникового, Северо-Сургутского, Русскинского нефтяных месторождений Сургутского нефтегазоносного региона; ведется подготовка к разбуриванию Тончинского и Северо-Юрьевского нефтяных месторождений. Организатор ( прямой участник) стр-ва горизонтальных скважин ( в 1992 - 2001 гг. управлением пробурено 445 подобных скважин с общей проходкой 1 млн 252 тыс. 874м со средней глубиной 2 тыс. 815 м), стр-ва современной базы произв. Федоровском месторождении ( в механическом, строительном и энергетическом цехах ремонтируется буровое оборудование и из - готавливаются техн. [11]
Авторами совместно со специалистами ОАО ТНК - Сибирь, ОАО Славнефть - Мегионнефтегаз и ОАО Ка-заньоргсинтез в течение 1998 - 2002 гг. проводились масштабные промысловые испытания предложенного метода борьбы с парафиногидратными отложениями на подземном оборудовании скважин нефтяных месторождений Нижневартовского региона. Для сравнения были выбраны лучшие отечественные и зарубежные аналоги, которые в настоящее время широко применяются на нефтепромыслах Западной Сибири. Причем испытания проводились на объектах разных нефтяных компаний, в частности, ОАО Славнефть - Мегионнефтегаз, ОАО ТНК - Сибирь, ОАО Варьеган-нефтегаз, ОАО ТНК - Нижневартовск, ОАО Югра-нефть, как в летнее, так я в зимнее время года. [12]
Авторами совместно со специалистами ОАО ТНК - Сибирь, ОАО Славнефть - Мегионнефтегаз и ОАО Ка-заньоргсинтез в течение 1998 - 2002 гг. проводились масштабные промысловые испытания предложенного метода борьбы с парафиногидратными отложениями на подземном оборудовании скважин нефтяных месторождений Нижневартовского региона. Для сравнения были выбраны лучшие отечественные и зарубежные аналоги, которые в настоящее время широко применяются на нефтепромыслах Западной Сибири. Причем испытания проводились на объектах разных нефтяных компаний, в частности, ОАО Славнефть - Мегионнефтегаз, ОАО ТНК - Сибирь, ОАО Варьеган-нефтегаз, ОАО ТНК - Нижневартовск, ОАО Югра-нефть, как в летнее, так и в зимнее время года. [13]
 |
Планируемая периодичность обработок скважин разными методами. [14] |
Нефтяные месторождения эксплуатируются ПО Манглышлакнефть, Актюбинскнефть, Эмбанефть и Тенгизнефть. Геолого-физические условия их изменяются в широком диапазоне, о чем свидетельствуют данные по продуктивным горизонтам основных разрабатываемых нефтяных месторождений региона. [15]
Страницы: 1 2