Восточный участок

Cтраница 2

Распределение суммарной добычи нефти по эксплуатационным скважинам месторождений. [16]

Яблоновый Овраг, Б2; 2 - Губинское, Б2: 3 - Сызранское, восточный участок, Б2; 4 - Яблоновый Овраг, Д; 5 - - Зольненское, Б2; 6 - Ташкалинское, XII; 7 - Октябрьское, XVI; 8 - Октябрьское, XXII; 9 - Мухановское, CI; 10 - Дмитриевское, CIII; / / - Дмит-риевское, CIV; 12 - Дмитриевское, ДП. [17]

Горизонт Д выделяется в верхней части нижнеашперопского подъяруса и продуктивен также только на площади грабена восточного участка. На одном из наиболее приподнятых, блоков, расположенном к востоку от грабена, в горизонте Д установлена небольшая газовая залежь. [18]

На восточном участке угленосная залежь расположена над девонской нефтяной залежью, однако последняя не находится на завершающем этапе разработки, и нельзя ждать использования девонских скважин, нельзя медлить с вводом в разработку восточного участка, поскольку часть этого участка, относящаяся к Башкирии, в настоящее время интенсивно разрабатывается. [19]

Увеличение добычи нефти из скважин, охваченных воздействием, в 1966 г. по сравнению с добычей 1965 г. произошло за счет ввода в разработку с поддержанием пластового давления западного залива Майкопского горизонта II и крайнего восточного участка Майкопского горизонта II Новодмитриевского месторождения НГДУ Черноморнефть. [20]

Анализируя результаты проведенных испытаний по обработке нефтяных эмульсий при помощи реагента АНП-2 методом деэмульсации без нагревания, следует отметить, что лучшие результаты по качеству обработки нефти как при обработке эмульсии, поступающей с Тимашевского товарного парка, так и эмульсии газонасыщенной нефти, поступающей с восточного участка, были получены при обработке нефти с расходом реагента АНП-2, равным 50 г / т нефти. [21]

Горизонты Б и В залегают в верхней части среднеашпсропского подъяруса п представлены преимущественно алевролитовымк коллекторами. Горизонты продуктивны в пределах восточного участка месторождения ( в основном в грабене) и характеризуются низкой проницаемостью и резкой литологической изменчивостью. Наличие газовой шапки доказано опробованием скв. Площади газоносности их составляют 35 и 95 га. [22]

На Отрадненском нефтестабилиза-ционном заводе НПУ Первомайнефть осуществлены две схемы деэмульсации нефти без нагревания. По одной схеме обрабатывается газонасыщенная эмульсия восточного участка, а по второй предварительно разгазированная эмульсия Тимашевского участка. [23]

Как видно из табл. 4, нефти Западного участка нафтено-пара-финового типа. Нефти нижних горизонтов Западного Котур-Тепе и нефти Восточного участка относятся к парафино-нафтеновому типу. Содержание силикагелевых смол в нефтях Западного и Центрального участков составляет в разных горизонтах от 8 1 до 15 2 % ( нефть скв. [24]

Сг Мухановского месторождения, и модель этой кривой, построенная исходя из величины извлекаемых запасов нефти, вязкости флюидов и проницаемости пласта Сх этого месторождения. Местное отклонение фактической кривой от ее модели объясняется задержкой разбуривания Восточного участка месторождения. [25]

При увеличении расхода реагента до 60 - 80 г / г качество обработки обеих нефтей ухудшается. Однако при увеличении расхода АНП-2 до 100 г / г качество обработки эмульсии Тимашевского участка улучшается, а эмульсия восточного участка остается низкой. [26]

Нефти месторождения Кумдаг подразделяются на две группы. На Западном участке и опущенной центральной части складки ( Клин) бензиновые фракции нефтей относятся к парафино-нафте-новому типу. Нефти Восточного участка имеют нафтено-парафино-вый тип. [27]

Оно приурочено к брахиаптикли-нальной складке субширотного простирания, которая разбита серией крупных и мелких нарушений сбросового типа. По наиболее значительным сбросам амплитудами 200 - 300 м юго-восточного простирания Барса-Гельмесская складка делится па три основных тектонических блока - I, II и III. В пределах восточного участка установлены залежи нефти с газоконден-сатными шапками в апшеронском ( горизонты Б, В, Г, Д и I) и акчагыльском ( II горизонт) ярусах. На западном участке нефтегазоносными являются отложения ак-чагыльского яруса, верхнего ( пласты III, П1а, IV), среднего и нижнего отделов красноцветной толщи. [28]

Элементарный состав нефтей ( в %. [29]

Цетановые числа дизельных топлив равны 40 и выше. Из охинской, уйглекутской и катанглийской нефтей могут быть получены дизельные летние топлива или их компоненты. Из эха-бинской ( Восточного участка II площади), уйглекутской и катанглийской нефтей могут быть получены арктические и зимние дизельные топлива или их компоненты. [30]

Страницы: 1 2 3