Уршакское месторождение

Рамазанова А.А.,Гафуров О.Г., Харитонова О.Н. и др. Результаты применения технологии воздействия дистиллерной жидкостью для увеличения нефтеотдачи пластов на Уршакском месторождении // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. [c.217]

Экспериментально установлено, что сульфат и хлорид ионы в присутствии породы начинают разрушать НПАВ уже при комнатной температуре. Повышение температуры и давления до условий закачки НПАВ в пласт значительно увеличивает степень деструкции НПАВ (до 30-64%). Присутствие в пластовой среде даже каталитических количеств кислоты приводит к разрушению НПАВ до 35-91%. Исследования показали, что в кислой среде при рН=1-4 деструкция практически полная, а pH пластовой воды Уршакского месторождения равна 5. На основании проведенных исследований установлены закономерности влияния на химическую стабильность НПАВ компонентов породы, пластовой воды, температуры и давления. [c.23]

По результатам экспериментов установлено [67], что степень деструкции НПАВ максимальна для Самотлорского, Западно-Сургутского, Арланского, Уршакского месторождений, а также для отдельных площадей Ромашкинского месторождения, где содержание серы достигает 2,5—6% по массе. При этом разрушение НПАВ идет по следующей схеме [c.116]

Схема исследования остаточной нефти имеет принципиально новый подход в области физико-химии нефтяного пласта. Это позволило провести идентификацию группы компонентов остаточной нефти на примере нефтей Уршакского месторождения. Изучены состав и количественное распределение алкановых углеводородов, аренов, а также смол и асфальтенов. Предложенная методика носит универсальный характер и может быть применена для различного диапазона нефтей. [c.95]

Это позволило проверить разработанную методологию при создании искусственной модели состава остаточной нефти Уршакского месторождения, которая по групповому составу, плотности, вязкости близка к извлеченной нефти из керна. В результате ис- [c.95]

Результаты исследований по изучению вязкости и времени гелеобразования композиции на основе нефелина (вода пластовая плотностью ИЗО кг/м Уршакского месторождения АО Башнефть ) [c.279]

Промысловые испытания на Уршакском месторождении 13 7 [c.5]

Проведены исследования по определению оптимального состава гелеобразующей композиции на основе нефелина для Арланского, Красноярского и Уршакского месторождений. [c.278]

На Уршакском месторождении проводили промысловое испытание двух вариантов технологии закачка ОК и композиции ОК + ПАА. Промысловые испытания бьши начаты в 1993 году. Характеристика опытных участков приведена в табл.52. [c.137]

В частности, в табл. 8.6 приводятся основные характеристики линейных моделей пористой среды для условий пласта Д Уршакского месторождения. Опыты проводили при скоростях фильтрации жидкостей, близких к реальным скоростям в условиях реальных пластов. [c.321]

В опыте 1 закачка 0,3 поровых объема отработанной щелочи ОЩ-2 и продвижение оторочки закачиваемой водой Уршакского месторождения привела к приросту коэффициента [c.321]

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]

Фильтрационное исследование композиции ОК+флокулянт проводили на линейных моделях пласта Уршакского месторождения (табл.50-51). Последовательная закачка 0,30 п. о. композиции 10% ЛГС + 90% ОК и 0.31 п. о. минерализованной воды приводит к рост> перепада давления с 0.042 до 1.04 МПа. Затем фильтрация была остановлена на сутки для созревания геля, после чего наблюдался даль- [c.132]

Результаты опытов по вытеснению нефти с моделированием пластовых условий Уршакского месторождения [c.326]

ОК Минерализованная вода Уршакского. месторождения [c.128]

Модели пористых сред Уршакского месторождения [c.51]

Рис. 4 Влияние концентрации угля на осадкообразование в системе уголь+ОК+минерализованная вода Уршакского месторождения. Время выдержки осадков - при 20°С

Объемная доля минерализованной воды Уршакского месторождения, [c.55]

Фильтрационные и нефтевытесняющие свойства ОК исследовали на составных линейных моделях пласта Уршакского месторождения (табл. 46). Подготовку моделей пласта и осуществление эксперимента проводили согласно ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях . [c.128]

Характеристика моделей пласта Уршакского месторождения [c.129]

Рис. 40 Влияние ПАА С8-30 на осадкообразование в системе ОК + минерализованная вода Уршакского месторождения (1120 кг/м ), 20-22 С

Результаты фильтрационного эксперимента иа модели пласта Уршакского месторождения (пласт Д1) [c.135]

Характеристика опытных участков Уршакского месторождения [c.137]

Сведения о промысловых испытаниях технологий ОК на Уршакском месторождении [c.138]

Технологический результат воздействия по очагам воздействия Уршакского месторождения [c.140]

Результаты промысловых испытаний технологий на на Уршакском месторождении [c.141]

Во втором разделе приведены геолого-статистический и геологопромысловый анализы динамики приемистости и охвата пластов заводнением, как по объектам разработки, так и по отдельным скважинам Арланского, Туймазинского, Уршакского месторождений. [c.8]

Технология повышения нефтеотдачи биоцидным воздействием, несмотря на то, что на ее создание и апробирование ушло 10 лет, является принципиально новой и весьма перспективной для повсеместного промышленного применения. В результате сопоставления технико-экономических показателей по РД 39-01/04-000-89 с аналогом — технологией применения слабоконцентрированных растворов ПАВ для повышения нефтеотдачи — биоцидное воздействие признано соответствующим мировому уровню. На северном участке Уршакского месторождения в период 1989-1995 гг. дополнительно добыто 92900 т нефти. При непрерывном дальнейшем применении метода до 15 лет прирост конечной нефтеотдачи по данному месторождению составит более 5% при удельной технологической эффективности 240 т дополнительно добытой нефти на 1 т израсходованного бактерицида. В1994 году Центральной комиссией по запасам нефти и газа Минтопэнерго России рекомендована к внедрению закачка бактерицида на Уршакском месторождении. [c.48]

Для получения остаточной нефти были использованы специально отобранные керновые материалы из заводненных пропластков каменноугольных отложений Арланского и Уршакского месторождений и Ишимбайского с незаводненных рифовых отложений.Для сравнения были отобраны пробы добываемых (нативных) [c.56]

С целью определения адгезионных свойств исследована степень взаимодействия остаточной нефти и ее модели с твердой по-иерхностыо. Анализ результатов оценки адгезиоштых свойств раз--тичных типов нефтей Уршакского месторождения показал, что наибольшей степенью взаимодействия с поверхностью породы обладает остаточная нефть. Несмотря на идентичность состава и не- [c.74]

В качестве адсорбентов использовались дезинтегрированные образцы кернов Арланского, Таныпского и Уршакского месторождений, а исследуемых растворов ПФР - водные растворы ЛСФ-1, холинхлорида, УрПАСа, АФ.,-12 и их смеси. [c.155]

Результаты, приведенные в табл. 41, показывают, что в зависимости от типа поверхности смачивающая способность исследуемых реагентов и их смесей различна. Так, АФ,-12 лучше смачивает поверхность песчаника Таныпского месторождения, хуже Уршакского и Арланского, ЛСФ-1 и ЛПЭ-ИВ лучше смачивают поверхность песчаника Арланского месторождения и несколько хуже Уршакского и Таныпского. Холинхлорид лучше смачивает поверхность песчаника Таныпского месторождения, хуже Арланского и Уршакского. С увеличением концентрации холинхлорида смачиваемость Таныпского песчаника уменьшается, а на Арланском песчанике увеличивается. Смачиваемость песчаника Уршакского месторождения практически не зависит от концентрации холинхлорида в воде. Добавка неонола к водным растворам реа- [c.155]

Оценка эффективности применения растворов ПФР проведена методом центрифугирования. У стандартных образцов Арланского и Таныпского месторождений определялись коллекторские свойства и смачиваемость. Результаты приведены в табл. 43. Смачиваемость образцов керна Уршакского месторождения составляет 0,06-0,4. Сравнивая смачиваемость сцементированных образцом по параметру К, можно сделать вывод о хорошей корреляции с результатами, полученными на дезинтегрированных песчаниках. Довольно высокое значение смачиваемости поверхности дезинтегрированного песчаника Уршакского месторождения водой можно объяснить образованием новых поверхностей при помоле хорошо сцементированных образцов керна. [c.160]

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]

Уршакское месторождение, открытое в 1971 г., приурочено к восточному борту регионального Тавтиманово-Уршакского грабенообразного прогиба, осложняющего восточный склон Русской платформы и протя- [c.214]

Фильтрационное исследование композиции КЭГ+ОК проводилось на составной линейной модели пласта Уршакского месторождения (табл.51). Первоначально нефть из модели пласта вытесняли минерализованной водой до стабилизации перепада давления и 100%-ной обводненности на выходе из модели. Затем испытьшали нефтевытесняющее действие композиции 20% КЭГ+80% ОК. Для уменьшения влияния гелеобразования до и после оторочки состава закачивали по 0.3 п. о. деминерализованной воды. Закачивание 0.5 п. о. композиции, а затем воды позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснеиия на 8.5%. Высокая нефтевытесняющая способность композиции объясняется образованием ПАВ при взаимодействии ОК с активными и окисленными компонентами нефти. В пластовых условиях эго будет способствовать очистке забоя и призабойной зоны пласта. [c.133]

Залежи нефти Уршакского месторождения приурочены к ТТД. Основным объектом разработки Уршакского месторождения является пласт Д1 пашийского горизонта нижнефранкского подъяруса девонской системы. Пласт сложен песчаниками и песчанистыми алевролитами, переходящими участками в плотные алевролиты. Выделяются два прослоя Д1в и Д1н, иногда разделенные алевролито-аргиллитовыми прослойками, иногда сливающиеся в один пласт. Пористость пласта равна 11-24%, проницаемость 0,008-1,22 мкм . Мощность пласта Д1 колеблется от О до13.2 м. Параметры нефти плотность 892 кг/м вязкость 5,4 мПа с, давление насыщения 7,1 МПа, газонасыщенность 60 м /т. Начальная нефтенасыщенность Д1н - 91%, Д1в - 88%. Кроме пласта Д1 промышленную нефтенасыщенность имеют залежи бийского (известняки) и тульского (песчаники) горизонтов. [c.136]

Результаты исследования нагнетательных скважин Уршакского месторождения методом кривых надеиия давления [c.139]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология