Каражанбас

Cтраница 3

Технология внутрипластового горения, реализуемая на месторождении Каражанбас, предусматривает после создания обширной тепловой зоны вокруг нагнетательных скважин переход к влажному горению. [31]

В январе 1974 г, было открыто месторождение Каражанбас, в 1975 г. Северо-Бузачинское, затем в 1976 г. - Каламкас. [32]

Аналогичная картина наблюдается и для фракций нефтей месторождений Каражанбас и Северное Бузачи. [33]

Испытания, проведенные в обводнившихся скважинах участка ВВГ месторождения Каражанбас, показали, что порошковое эпок-покрытие уже в течение первого года экспозиции теряет и адгезию, деформируется и практически на всей поверхности теряет защитные свойства. Внешние изменения состояния покрытия ( рисунок) настолько значительны, что димость в количественной оценке его состояния отпадает. [34]

По нашим термогидродинамическим расчетам в условиях рассматриваемого нефтяного месторождения Каражанбас при стационарной закачке пара ( горячей воды) возможно достижение конечной товарной нефтеотдачи 25 5 %, что меньше утвержденной нефтеотдачи в ( 40 6 / 25 5) 1 59 раза. [35]

По данной технологии были оборудованы 15 добывающих скважин месторождения Каражанбас и 2 скважины месторождения Кенкияк, которые работают устойчиво, со значительным сокращением выноса механических примесей по сравнению со скважинами, не оборудованными гравийным фильтром. [36]

Зависимость содержания мехпримесей от времени эксплуатации скважин. [37]

Динамика и характер образования песчаных пробок в условиях месторождения Каражанбас не изучены. Однако очевидно, что вязкая нефть практически весь песок из пласта выносит на поверхность, а случаи полного перекрытия интервалов перфорации песчаными пробками с прекращением подачи скважин связаны со сложными процессами в призабойной зоне пласта и условиями эксплуатации скважин. Из буферных емкостей групповых установок песок попадает в сточные и магистральные нефтеколлекторы, вызывая пульсацию давления откачки, которое кратковременно достигает 5 - 6 МПа при норме 2 - 3 МПа. [38]

Физико-химические свойства высоковязких нефтей западной части Туранской плиты. [39]

В пределах свода выявлены залежи высоковязких нефтей на площадях Каражанбас, Каламкас и Северо-Бузачинская. [40]

Характерно, что в некоторых нефтях месторождений Северное Бузачи, Каражанбас наряду с ванадиевым обнаружен никелевый порфириновый комплекс - до 1 5 мг, а также свободные порфи-риновые основания, спектры которых характеризуются максимальным поглощением в области 602, 643 нм. [41]

БМПУ-6 / 10 и БМПУ-10 / 20 Специально для месторождения Каражанбас создана компрессорная установка БКУ-350. [42]

Жетыбай, обеспечивающий подачу высоковязкой нефти месторождений Ка - ламкас и Каражанбас в нефтепровод Узень - Гурьев - Куйбышев. Для транспорта каламкасских нефтей с 249 км нефтепровода Каламкас - Каражанбас - Шевченко техническим проектом было предусмотрено строительство трубопровода 0 720 мм с последующим подключением к действующему нефтепроводу 0530 мм Узень - Жетыбай - Шевченко. [43]

Узень и Жетыбай, месторождения высокосмолистых и высоковязких нефтей Каламкас и Каражанбас, месторождения белых бессмолистых нефтей Оймаша и Северо-Раку шечное. [44]

Одним из основных осложнений при добыче нефти термическими методами на месторождении Каражанбас является пескопроявление скважин. По данным исследований 522 скважин ( 1987 г.) установлено, что среднее объемное содержание мехпримесей в продукции скважин составляет 0 26 %, или 2 6 л на 1 м3 добытой жидкости. На рис. 14.17 представлена гистограмма распределения содержания мехпримесей в продукции исследованных скважин. Резкий скачок содержания песка по участку ВГ в 1988 г. требует дополнительного изучения. [45]

Страницы: 1 2 3 4 5