Кулешовское месторождение

Легкие нефти типа девонской Кулешовского месторождения имеют вязкость при 20 С, равную 3,5 спз, т. е. значительно ниже предлагаемой, для [c.68]

Графический анализ кривой восстановления забойного давления по скв. 425 Кулешовского месторождения, исследованной 26—27 ноября 1964 г., приводится на рис. 2 и показывает, что разностная кривая имеет строго прямолинейный конечный участок (кривая II — 1). [c.115]

Графический анализ кривых восстановления забойного давления, снятых на СКВ. 224 Кулешовского месторождения во втором квартале 1964 г. (в течение 91 суток) и 3 июня 1966 г. (в течение 410 мин), показал, что разностные кривые имеют отчетливо выраженный конечный прямолинейный участок (рис. 3, кривые / и 2). [c.116]

АНАЛИЗ РАБОТЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН КУЛЕШОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПЕРИОД ПЕРЕВОДА ИХ ПОД ЗАКАЧКУ СТОЧНЫХ ВОД [c.124]

Пресная и сточная вода, закачиваемая в продуктивные пласты Кулешовского месторождения, отличается друг от друга по физико-химической и качественной характеристикам. Следовательно, вполне закономерно ожидать, что работа нагнетательных скважин в период закачки пресной воды будет отличаться от их работы в последующий период, когда в скважины нагнетается сточная вода. Выявлению высказанного предположения посвящается данная работа. [c.124]

Нефтяные залежи пластов Аз и А4 Кулешовского месторождения разрабатываются с поддержанием пластового давления путем внутриконтурного заводнения с 1963 г. [c.124]

Технико-эксплуатационная характеристика работы нагнетательных скважин Кулешовского месторождения при закачке в них [c.130]

Например, на Покровском и Кулешовском месторождениях, в сводовых участках пласта башкирского яруса проницаемость достигает I М1ш и более, тогда как в подошве доходит до 10 ккм . Естественно, что при [c.42]

В последние годы увеличивается число месторождений, на которых для закачки в пласт используются сточные воды и при наличии в них механических примесей, учитывая огромные объемы закачки воды, в пласт зада-вливаются тонны механических примесей. Так, на Кулешовском месторождении за период 1977-1980 гг. в пласт бьшо закачано 3120 т механических примесей при среднемесячном содержании их в воде 66-70 мг/л [52]. Это приводит не только к снижению проницаемости ПЗП и как следствие уменьшению приемистости нагнетательной скважины, но и к дополнительным затратам, связанным с необходимостью проведения различных мероприятий по их удалению из ПЗП. [c.103]

Ниже представлены типичные расчетные и фактические результаты дифференциального разгазирования пластовой нефти на примере четырех-ступенчатой сепарации пластовой нефти Кулешовского месторождения Куйбышевской области при давлениях на ступенях сепарации 0,75 0,275 0,11 и 0,1 МПа при температуре 20 °С. Физико-химические свойства Кулешовского месторождения типичны для Урало-Поволжья [c.153]

Сравнительные результаты расчета 4-х ступенчатого разгазирования пластовой нефти Кулешовского месторождения при 20 °С [c.154]

Фракции нефти башкирского горизонта Кулешовского месторождения Продукты минга рифор- Платиновый катализатор АП-56 500° С, При риформинге фракции 62—105° С выход бензола — 10,0%, толуола — 16,7% риформинг фракции 62—85° С дает выход новообразованного бензола 12,3% [17/8] [c.430]

В результате проведенной работы установлено, что в подавляющем большинстве скважин, расположенных на Покровском, Жигулевском, Стрельненском и Кулешовском месторождениях, разностные кривые имеют отчетливо выраженный прямолинейный конечный участок, [c.117]

Пресная вода, используемая для закачки, отбирается из р. Самары открытым водозабором в 23 км от Кулешовского месторождения. Очистные сооружения на 1 января 1969 г. отсутствовали. Эта вода характеризуется высоким содержанием бикарбонатов (около 300 мг1л). [c.124]

Таким образом, закачка нефте- и взвесесодержащих сточных вод в трещиновато-пористые продуктивные пласты Кулешовского месторождения сопровождается естественным автоматическим регулированием фронта вытеснения не ти водой как по глубине за счет снижения удельной приемистости наиболее про ни-цаемых проаластков, так и по мощности разрабатываемого объекта за счет засорения и самоочистки отдельных проводящих каналов, расположенных по всей мощности разрабатываемого объекта. [c.134]

На рис. 7 представлены очень интересные профили приемистости пласта Аз Кулешовского месторождения в нагнетательной СКВ. 205 при различных расходах воды. Как видно, при малом объеме закачки (600 м /с "т) верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно было бы считать слабопрони-цаемымп, но с увеличением объема закачки до 1500 м /сут приемистость верхних и нижних интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема закачки воды в пласт до 2700 м /сут, наоборот, приемистость верхних интервалов стала значительно выше, чем нижнего. Иными словами, с увеличением депрессии на пласт произошло увеличение приемистости различно проницаемых интервалов пласта. Аналогичная картина наблюдается и на других месторождениях — Ромашкинском, Мухановском, Покровском. [c.54]

Как следует из сравнения результатов разгазирования пластовой нефти Кулешовского месторождения (табл. 1.27) и характеристик самого месторождения, суммарный объем нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при ступенчатом (дифференциальном) разгазировании (51,83 мУт), меньше, чем при ее однократном стандартном разгазировании (ОСР) (66,6 мУт) на двадцать (20) с Л1 шним процентов. Плотность (молярная масса) нефтяного газа, выделяющегося из нефти при пластовой температуре (56 °С), существенно больше, чем при 20 °С, то есть при пластовой температуре в нефтяном газе существенно больше тяжелых углеводородов пластовой нефти, включая ее пары. [c.154]

Обычно о < 0,5 для Кулешовского месторождения а = 0,4. Множитель, появившийся из-за разброса радиуса пор каналов, будет равен 2,6. Эффек-тивнь(й Диаметр пор составит 1,6 среднего зкачения диаметри. [c.16]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология