Павловское месторождение

Рис. 23. Геофизический профильный разрез по скв. 142, 11, 143 Павловского месторождения

Рис. 29. Зависимость свойств пластовой нефти от давления. Павловское месторождение. Турнейский ярус

Павловское месторождение. В яснополянском надгоризонте вьщеляются два продуктивных пласта — бобриковский и тульский. [c.73]

Средний фракционный состав пород бобриковского пласта Павловского месторождения [c.74]

Дегазированные нефти Павловского месторождения высоковязкие, высокосернистые (класс П1), смолистые, парафиновые (вид Пг), с высокой коксуемостью. Нефть турнейского яруса тяжелая, содержит больше серы, асфальтенов, смол и имеет более высокую вязкость. [c.111]

Павловское месторождение. Нефти высоковязкие, высокосернистые (класс III), смолистые, парафиновые (вид Пг), коксуемость — высокая. [c.312]

С учетом тесной корреляционной связи (множественный коэффи-Щ1ент корреляции равен 0,865) представляется возможным использовать ур рнение (5.1) для количественного определения потенциальных значений коэффициентов продуктивности в скважинах для каждого проницаемого прослоя (табл .28). При этом относительная ошибка для скважин, вскрывших монолитные пласты, составила 6,4 %. При вскрытии нескольких пластов, значительно отличающихся по толщине и коллектор- ским свойствам, значени Г-коэффициентов продуктивности в целом по скважине, определенные о промысловым данным, не всегда представляются суммой их отдельных пропластков, определенных по геофизическим данным. В зав41Симости от различия свойств пластов по разрезу скважины относительная ошибка составляет 12,4-81,8 %. Это связано с тем, что не все вскрытые пласты принимают участие в работе это сказывается на снижении суммарной в личины коэффициента продуктивности, скважины. Основные причины снижения коэффициента продуктивности в скважинах, эксплуатирующих несколько пластов, В.Г. Каналин и Л.Ф. Дементьев разделили на эксплуатационные и геолого ромысловые, которые вызваны взаимовлиянием пластов, а также обусловлены изменением их свойств по площади и разрезу. При этом они считают, что из-за взаимовлияния пластов суммарная величина коэффициента продуктивности уменьшается на 25—35 %. Для Павловского месторождения снижение суммарной величины К в скважинах, вскрывших больше двух пластов, составляет 24,4 %. [c.87]

В связи с этим характерен пример воздействия на призабойную зону низкопродуктивной СКВ. 11 Павловского месторождения, которая расположена среди высокопродуктивньгх скважин. [c.117]

На рис. 23 приведен геофизический профильный разрез по скв. 142, И, 143 Павловского месторождения. Тульские пласты нагнетательных СКВ. 143 и 142 представлены высокопродуктивными коллекторами. На момент проведения обработки призабойной зоны скв. 11 ее дебит по жидкости был равен 2 м /сут при обводненности 3,8 %. После обработки методом ТГХВ дебит по жидкости составил 46 м /сут и обводненность - 49,8 %. [c.117]

Результаты обработок ТГХВ добывающих скважия Павловского месторождения яснополянского надгоризонта [c.118]

При проведении исследовательских работ с целью определения эффективности ТГХВ на низкопродуктивные коллекторы авторами был составлен план комплекса исследований скв. 98 Павловского месторождения. По плану работ намечались снятие профиля отдачи, термограммы, проведение ИННК и АКЦ до и после обработки. В течение месяца замеряли дебит жидкости и содержание воды. Средние значения за месяц до обработки составили дебит жидкости 17 м /сут при обводненности [c.121]

Рассматриваемые Ярино-Каменноложское, Троельжанское, Козубаевское и Павловское месторождения на дату анализа находились на третьей и четвертой стадиях разработки. Для них характерна обводненность продукции 60-90 %. Как уже отмечалось, для месторождений Пермской области характерна значительная выработка высоко- и среднепродуктивных зон и отставание в выработке низкопродуктивных участков залежей. [c.122]

Снижение обводненности также наблюдается при обработке скважин, в которых зафиксировано интенсивное отложение парафина и асфальтосмолистых веществ в призабойной зоне. Так, в скв. 10 Павловского месторождения для очистки ПЗП от парафиносмолистых отложений были проведены обработки ТГХВ в 1974 и 1979 гг. В обоих случаях было получено значительное увеличение дебитов нефти и снижение обводненности (см. табл. 36). [c.123]

В результате исследований выяснено, что на нефтяных месторождениях Пермской области концентрация азота в газах уменьшается с глубиной, а содержание тяжелых углеводородов увеличивается. Это относится как к отложениям карбона, так и к залежам между карбоном и девоном. Концентрация азота в разрезе месторождений смещается в больших пределах на Куединском месторождении от 23% в девоне до 56% в верхнем карбоне, на Гожано-Быркинском соответственно от 18 до 30%. На Павловском месторождении в пределах карбона на 40%. На всех указанных месторождениях и других (табл. 3) содержание азота уменьшается с увеличением гл ины. [c.14]

Павловское месторождение, открытое в 1956 г., расположено на Чер-нушкинском валу, представляет собой пологое поднятие, осложненное рядом куполов Северо-Павловским, Григорьевским, Улыкским и Барановским. [c.110]

В настоящее время разработан технологический регламент на ироектироваипе опытио-иромышлеппой установки иереработки кислого газа электродуговым методом для Павловского месторождения Саратовской области. В регламенте рассмотрена установка с производительностью кислого газа 350 м /ч, состав газа, % об. Н,8 - 25,01 СО, - 68,03 СН4 - 0,86 [c.487]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология