Красноярское месторождение

Первостепенное значение имеет создание крупнейших топливно-энергетических баз нефтепромыслов в Западной Сибири (Тюменская область) и в Казахской ССР (Мангышлак), промыслов природного газа в Тюменской области и в среднеазиатских республиках и строительство дальних газопроводов северо-восточный Урал и Тюменская область — Центр, Бухара — Центр, а также мощных угольных разрезов и крупных ГРЭС на красноярских месторождениях бурого угля, Экибастузском месторождении каменного угля. [c.208]

В нефтепромысловой практике широко известны факты нефтегазопроявлений продуктивных пластов при бурении на растворе с водной основой. Иногда нефтепроявления приводят к катастрофическим последствиям — выбросу глинистого раствора из необсаженной скважины и аварийному, нерегулируемому фонтанированию, как это было, например, на скв. 1 Красноярского месторождения, которая фонтанировала с дебитом более 2000 м /сут в течение месяца. Обильные нефтепроявления и кратковременные выбросы раствора из скважин наблюдались на Покровском, Зольненском, Мухановском и других месторождениях Куйбышевской области. [c.48]

Самое интересное в нефтепроявлениях то, что все они происходят при давлениях в скважинах, значительно выше пластовых. Так, например, в скв. 1 Красноярского месторождения давление от столба раствора было на 2,5—3 МПа выше пластового, через несколько суток простоя произошел выброс раствора. [c.48]

Скв. 2 Елховской площади расположена в 46 км от разрабатываемых нефтяных залежей пласта Бг Красноярской группы месторождений. При вскрытии пласта давление в нем было равно гидростатическому начальному. Это указывало на то, что воронка депрессии от разрабатываемого Красноярского месторождения, где давление понизилось на 2,2 МПа, еще не достигла Елховской площади. В течение 1965—1966 гг. изменения забойного давления не наблюдалось, а в 1967 г. оно понизилось на 0,12 МПа. При этом нефти в скважину поступило 0,77 м . В период между замерами 16.VI.67 и 7.Х.75 положение ВНК и уровня слегка колебалось. Понижение забойного (пластового) давления указывает на проявление гидродинамической связи между скважиной и [c.72]

С целью разделения геля и золя фракций гель, полученный растворением 8% нефелина в 7 и 15%-ном растворах соляной кислоты на дистиллированной и закачиваемой в пласт воде Красноярского месторождения ОАО Оренбургнефть , центрифугировали в течение 1 ч. [c.269]

Распределение кремния в гелеобразующей композиции на основе нефелина и нерастворившемся осадке после реакции (вода пластовая Красноярского месторождения АО Оренбургнефть плотностью 1070 кг/м ) [c.274]

Исследования по изучению влияния различных факторов на время гелеобразования проведены с использованием нефелинового концентрата (массовая доля — 3—10%) соляной кислоты (массовая доля — 6—9%) в закачиваемой в пласт сточной воде Красноярского месторождения при температуре 20 и 45 °С. [c.277]

Результаты этих исследований приведены в табл. 7.4. На время гелеобразования композиций на основе нефелина влияет концентрация исходных реагентов. Оптимальными массовыми долями нефелина и соляной кислоты для условий Красноярского месторождения оказались соответственно 8—10% и 6—7%. [c.278]

Время гелеобразования композиции на основе нефелина на закачиваемой в пласт воде Красноярского месторождения АО Оренбургнефть [c.278]

ПРОМЫСЛОВЫЙ ЭКСПЕРИМЕНТ НА КРАСНОЯРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ОАО ОРЕНБУРГНЕФТЬ [c.294]

Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Красноярского месторождения приведены в табл. 7.13. [c.295]

Характеристики продуктивных пластов, нефти и воды Красноярского месторождения [c.296]

В опытах по фильтрации и вытеснению линейные модели пористой среды готовились с учетом геолого-физических условий разработки терригенных коллекторов Арланского, Уршакского месторождений АО Башнефть и Красноярского месторождения. Водоизолирующую способность композиции ЛГС -I- ОЩ-2 исследовали с использованием насыпных водонасыщенных моделей пластов Уршакского месторождения. Скорость фильтрации жидкостей в пористых средах в лабораторных опытах составляла примерно 1 м/сут. [c.323]

Ярус Рпл пл Рнас G G Ь Красноярское месторождение Рн а п [c.103]

Красноярское месторождение, открытое в 1952 г., представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания. Размеры складки очень незначительные. [c.140]

Дегазированная нефть кыновского горизонта Красноярского месторождения легкая, маловязкая, смолистая, сернистая (класс II), парафиновая (вид П9). [c.140]

СЕВЕРО-КРАСНОЯРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.225]

В результате полученных экспериментальных данных по изучению влияния различных факторов (концентрации компонентов гелеобразующей композиции, химического состава, общей минерализации воды, температуры, типа коллектора и характера пористой среды, содержания остаточной нефти в породе и т.д.) на время гелеобразования композиции нефелина (3-10% масс.) и соляной кислоты (6-10% масс.) в закачиваемой в пласт сточной воде Красноярского месторождения установлено [c.28]

Изучены фильтрационные характеристики гелеобразующего состава на высокопроницаемых насыпных моделях (8,1 мкм ) и на единичных естест-венных образцах пород (0,234 мкм ) Красноярского месторождения и получено при градиентах давления для насыпных моделей 8 МПа/м и для естественных кернов - 19,4 МПа/м отсутствие фильтрации, указывающее на формирование гелевой массы в пористой среде. [c.29]

При этом установлено, что положительная реакция на закачку геля 73,4% анализируемых добывающих скважин Красноярского месторождения и 46% - скважин Ново-Кудринского месторождения, выраженная в снижении обводненности в среднем на 10-15%, увеличение дебитов по нефти на 30-40%, коэффициентов охвата на 25-40%. В качестве примера на рис. 1 приведены показатели разработки по очагу скв. № 224 Красноярского месторождения, а на рис. 2 - типичные профили приемистости по нагнетательной скважине 224. Определена технологическая эффективность от закачки композиции нефелина, составляющая 96495,2 т, в т.ч. от применения технологии в нагнетательных скважинах 93675,2 т, в добывающих - 2820 т. Средняя эффективность на 1 скв/обр на Красноярском месторождении составила 2608,8 т (от закачек 1992-1993 г.г.) и 2383,3 т (от закачек 1996-1997 г.г.), удельная технологическая эффективность - 863,8 и 244 т/т соответственно. На Ново- [c.30]

Рис. 1. Показатели разработки опытного участка скважины 224 Красноярского месторождения

Рис. 2. Профили приемистости нагнетательной скважины 224 Красноярского месторождения (пласты Т1 и Бг) до (а) и после (б) обработки пласта

Красноярское месторождение. Нефти маловязкие. сернистые [c.259]

Красноярское месторождение. Нефть маловязкая, легкая, сернистая (класс II), смолистая, парафиновая (вид Па). [c.279]

Для проверки этого положения на слабо вспучивающихся суглинках Лосиноостровского и Красноярского месторождений были проведены опыты по вспучиванию при смене газовых [c.91]

В опытах использовались образцы терригенных пород Арланского, Ур-шакского месторождений АНК "Башнефть" и Красноярского месторождения ОАО "Оренбургнефть". Экспериментальные исследования по фильтрации и пе4певытеспению проводили путем приближенного моделирования условий разработки объектов исследования. [c.201]

Широкое применение для защиты трубопроводов от коррозионного разрушения сероводородсодержащими сточными водами на нефтяных меторождениях Куйбышевской области нашел ингибитор И-1-А. С его применением число порывов водоводов, например, на Красноярском месторождении сократилось в 2—2,5 раза. [c.168]

Куедино-Красноярское месторождение. В яснополянском надгоризонте выделяются два продуктивных пласта, приуроченных, к бобриковскому (Бб) и тульскому (Тл) горизонтам. [c.79]

Красноярское месторождение в административном отношении находится в Бугурусланском районе Оренбургской области, его разрабатывает НГДУ Бугурусланнефть . [c.294]

Залежь пласта турнейского яруса открыта в 1949 г. С ней связаны основные запасы нефти Красноярского месторождения. Коллекторами пласта, залегающего на глубине 1585 м, являются пористые известняки, доломитизированные известняки и доломиты. В пределах площади выделяются две самостоятельные залежи нефти. Основная из них приурочена к собственно Красноярскому поднятию, другая связана с северо-восточным куполом. Залежь пласта В на Красноярском поднятии пластово-массивного типа, размеры залежи 9,38 X 7,22 км, этаж нефтеносности 38,6 м. Граница залежи принята на абсолютной отметке минус 1537 м. На северо-восточном куполе ВНК отмечается на абсолютной отметке 1539—1541 м. Залежь нефти пласта В на северо-восточном куполе пластово-массивного типа, размер 2,3x1,87 км, этаж нефтеносности 22,8 м. Количество проницаемых прослоев до принятой границы ВНК достигает 12, толщина их колеблется от 0,5 до 31,4 м, а толщина плотных прослоев от 0,2 до 7,5 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина пласта по Красноярскому куполу равна 31,7 м, а по Северо-Восточному —17 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности соответственно равны по Красноярскому куполу 0,6825 и 2,8, а по Северо-Восточному 0,918 и 3,45. [c.295]

В опытах с водонасыщенными моделями пласта первоначально через модель фильтровали закачиваемые воды для определения коэффициента проницаемости по воде, после чего в пористую среду закачивали осадкообразующие композиции и на конечной стадии эксперимента — снова пластовую воду. В лабораторных исследованиях использовались образцы терригенных пород Арланского и Уршакского месторождений Башнефть и Красноярского месторождения ОАО Оренбургнефть . Опыты проводили при температурах, равных пластовым залежам нефти, применительно к которым готовились технологии. Эксперименты по фильтрации и нефтевытесне-нию проводили путем приближенного моделирования условий разработки указанных месторождений. [c.321]

Свойства пластовых нефтей определяли по пробам из московского и визейского ярусов на Красноярском месторождении и из визейского и турнейского ярусов на Быркинском месторождении. Залежи нефти всех горизонтов находятся в условиях относительно невысоких давлений и низких температур. В пластовых условиях нефти всех горизонтов тяжелые, вязкие, газосодержание их в 2—4 раза ниже, а коэффициент растворимости газа в нефти в 2—3 раза меньше, чем в среднем д 1я пластовых нефтей. Исключение составляет нефть московского яруса, где коэффициент растворимости примерно равен среднему. [c.103]

Северо-Красноярское месторождение, открытое в 1963 г., по кровле бобриковского горизонта представляет собой брахиантиклинальную сЕсладку северо-западного простирания, разделенную довольно глубоким прогибом на юго-западное и северо-восточное поднятия. Каждое из поднятий осложнено рядом небольших куполов, вытянутых в направлении оси складки. [c.225]

Красноярское месторождение, открытое в 1955 г., расположено на восточном продолжении зоны Жигулевской дислокации на тектонической ветви Красный Яр — Муханово. В структурном отношении по пласту Бг угленосного горизонта месторождение представляет собой брахиантиклинальную складку широтного простирания, асимметричную с более крутым северным крылом. [c.271]

Проведены промысловые испытания гелеобразующего состава на основе нефелина и соляной кислоты на 18 опытных участках месторождений ОАО Оренбургнефть , в т.ч. на 10 нагнетательных и одной добывающей скважине Красноярского месторождения, на 3 нагнетательных и одной добывающей скважине Ново-Кудринского месторождения, по одной нагнетательной скважине Западно-Степановского и Султангулово-Заглядинского месторождений и одной добывающей скважине Саврушинского месторождения в период с 1992 по 2000 г.г. В табл. 3 приведены некоторые сведения по технологической эффективности применения гелеобразующей композиции на основе нефелина. Исследовано в промысловых условиях влияние закачки гелеобразующего состава на показатели работы добывающих и нагнетательных скважин, коэффициент охвата пласта воздействием, стабильность геля и др. [c.29]

Ленченкова Л.Е., Ганиев P.P., Персиянцев М.Н. Промысловый опыт применения гелеобразующих систем на Красноярском месторождении ОАО Оренбургнефть //Наука и технология углеводородных дисперсных систем Тез. докл. 1-го Междунар. симпоз. -М. ГАНГ, 1997. -С. 35. [c.46]

Ленченкова Л.Е. Экономическая эффективность применения гелеобразующих композиций на основе нефелина с целью ограничения водопритоков и снижения обводненности для условий Красноярского месторождения // Геология и эксплуатация нефтяных и газоконденсатных месторождений Оренбургской области Сб. науч. тр. -Оренбург, 1999. -Т. 2. -С. 307-308. [c.49]