Усинское месторождение

Таким образом, успешная разработка девонской залежи Усинского месторождения может быть осуществлена при снижении температуры вытесняющей воды ниже пластовой до 40° С. Дальнейшее снижение температуры приведет к значительному ухудшению фильтрационных свойств пород и, следовательно, нефтеотдачи пластов. [c.10]

О ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОКРЫТИИ для БОРЬБЫ с ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ НА УСИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ [c.32]

О возможности применения покрытий для борьбы с парафиноотложения-ми на Усинском месторождении. Бережной Н. И., Зубков В. Л., Кателина Л. В. Сб. Физикохимия и разработка нефтяных и газовых пластов. Уфа, 1977 [c.115]

Рис. 20. Зависимость вязкости пластовой нефти от температуры. Усинское месторождение. Перио-карбоно-вый горизонт

Усинское месторождение. Месторождение многопластовое. Нефти отличаются по [c.296]

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. Только при использовании ГЭР удалось устранить эти негативные последствия операций глушения скважин [c.273]

Уголь Усинского месторождения по выходу летучих веществ (V — 29—34%) и пластическому слою у — 19—24 мм) относится к марке Ж19. Однако угли всех пластов этого месторождения, кроме пласта п з, высокозольны и труднообогатимы. Сернистость углей колеблется в широких пределах от 1,2 до 4,7%. [c.99]

В целях выбора экономически наиболее эффективных видов покрытий для эксплуатационного оборудования и нефтепроводов в условиях Усинского месторождения Коми АССР был проведен ряд лабораторных исследований. Исследованию была подвергнута легкая парафиннстая нефть, добываемая из песчаников среднего девона. Удельный вес нефти — 0,85 г/см содержание парафина 4,65—6,24% смол—8,03—10,94%, асфальтенов — 2,53—2,29%, вязкость в пластовых условиях 2,2 мПа-с температура плавления парафина 52—53 °С. [c.32]

Показательны в этом плане результаты глушения скважин в ПО "Коминефть", проведенные в 1983-84 гг. на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения [6]. Применявшиеся ранее для этих целей растворы хлористого кальция и глинистый раствор поглощались скважинами в 1-5-кратном объеме, приводили к снижению продуктивности скважин, частному выходу из строя насосных установок и увеличению сроков освоения скважин в послеремонтный период. Кроме того, попадание глинистого раствора в линию сбора и на установки подготовки нефти вызывало нарушение режима их работы. [c.155]

Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения представлена карбонатными коллекторами с характерной неоднородностью, кавернбзностью и трещиноватостью с глубиной залегания 1100-1400 М. [c.155]

На наш взгляд, наиболее вероятная причина аномального состава серосодержащих соединений тяжелых нефтей - биодеградация. Действительно, все тяжелые нефти залегают в условиях низкой температуры, т.е. в зоне, благоприятной для развития микрофлоры. Известно, что биоразложению в первую очередь подвергаются алканы, затем нафтены и только в последнюю очередь ароматические соединения. При этом в циклических структурах вначале происходит отщепление алифатических фрагментов. Естественно, параллельно с этим должно происходить уменьшение содержания сульфидов, так как они связаны с алифатической частью, и накопление тиофенов, имеющих ароматическое кольцо. Продукты биоразложения сероорганических соединений нефтей переходят в водную фазу и фиксируются там в виде гидросульфидов и других восстановленных соединений серы. Поэтому мы предполагаем, что состав серосодержащих соединений нефтей Западной Сибири, существенно затронутых процессом биодеградации (месторождения Русское, Ванъеганское и др., см. табл. 3, тип Б по Ал.А. Петрову), должен быть близок к составу тех же соединений в нефтях Ярегского и Усинского месторождений, т.е. должны резко преобладать тиофеновые структуры. [c.76]

Усинское месторождение, открытое в 1963 г, приурочено к южному окончанию Колвинского мегавала- По кровле песчаников основной тол- [c.43]

Растворенные в нефтях Усинского месторождения гдзы (за исключением пермо-карбонового горизонта) жирные с высоким содержанием гомологов метана (46—48%) и незначительным содержанием углекислого газа и азота. [c.44]

Сергеева Р.В., Дзюба С.А.. Сорокина В.Ф. О возможности применения сульфаминовой кислоты для обработки карбонатных коллекторов пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Нефтепромысловое дело, №2, 1979, С. 19-21) [c.224]

Продолжалось освоение нефтяных месторождений в Коми АССР. Если в 1970 г. на Усинском месторождении было добыто 5,6 млн т нефти, то в 1975 г. — около 13 млн т, а в 1981 г. — 18,5 млн т. Планомерный рост нефтедобычи в нашей стране продолжался до 1984 г. Рекордным считается [c.57]

На Усинском месторождении довольно четко прослеживается гидрохимическая инверсия, выражающаяся в снижении минерализации вод в среднедевонско-нижнефранском комплексе без изменения их типа, но с уменьшением концентрации щелочно-земельных элементов и ростом отношения гМа/лС1 (до 0,85—0,87). [c.133]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология