Варьеганское месторождение

В нефтях пласта Ю Северо-Варьеганского месторождения п/ф = = 1,5, а в залегающих на 40 м ниже нефтях пласта — на порядок больше. Нефти палеозойского генезиса имеют низкое отношение п/ф и по этому показателю обычно отличаются от нефтей нижней юры. [c.28]

СЕВЕРО-ВАРЬЕГАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.561]

Северо-Варьеганское месторождение приурочено к северной части Варьеганского вала, расположенного севернее восточной части Нижневартовского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания. По сравнению с Варьеганским поднятием Северо-Варьеганское резко погружено (на 200—250 м). [c.561]

Дегазированные нефти Северо-Варьеганского месторождения очень легкие, маловязкие, малосмолистые, малосернистые (класс I), парафи- [c.561]

Северо-Варьеганское месторождение. Нефти маловязкие, очень легкие, малосернистые (класс I), малосмолистые, выход светлых фракций (выкипающих до 300 °С) — высокий, парафиновые (вид Пг). Нефти имеют низкую температуру начала кипения и высокий выход фракций (выкипающих до 300 °С). [c.248]

Нефти подавляющего числа залежей не затронуты процессами биодеградации и относятся к типу а по классификации Ал.А. Петрова. На конец 1984 г. в Западной Сибири открыто более 1200 залежей нефти. Из них только 17 (табл. 3) относятся к типу Б, т.е. их хроматограммы лишены пиков как нормальных, так и изопреноидных алканов и представляют собой сплошной нафтеновый фон. Вполне возможно, что число подобных залежей на самом деле несколько больше, так как признаки нефтенасыщения в пластах ПК были зафиксированы при бурении на ряде других площадей, например Самотлорский, Варьеганский и др. К ним также, вероятно, следует отнести конденсаты газовых сеноманских залежей Уренгойского, Медвежьего, Губкинского и других месторождений, имеющие плотность около 0,860 г/см . Их хроматограмма типична для нефтей типа Б, т.е. лишена пиков алканов. [c.18]

Месторождение Варьеганское, открытое в 1967 г., приурочено к одноименному валу субмеридионального простирания, расположенному севернее восточной части Нижневартовского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания. Сводовая часть складки осложнена двумя куполами. По горизон- [c.559]

Впервые исследован химический состав попутных газов различных нефтяных месторождений Западной Сибири (Самотлорского, Варьеганско-го, Южно-Балыкского и др.) и предложена научно-обоснованная схема их переработки. [c.4]

В качестве примера приведены некоторые результаты анализа ПНГ Самотлорского, Варьеганского и Советского месторождений (табл. 8-10). [c.16]

К числу наиболее детально изученных многопластовых месторождений относятся Самотлорское, Варьеганское, Федоровское, Балыкская группа и др. [c.12]

Слабо решенным является вопрос извлечения нефти из малых нефтенасыщенных толщин месторождений Уренгойское, Оренбургское, Варьеганское, Комсомольское и других. Особенно сложна нефтяная оторочка Оренбургского месторождения с запасами около 400 млн. т, которая в процессе разработки газа была "размазана" по газовой шапке, и добыча этой нефти теперь проблематична. [c.94]

В качестве базового отечественного реагента-ингибитора и уда-лителя для Сев ро-Варьеганского месторождения был рекомендован реагент ОП-10. Позднее для Варьеганского и Северо-Варье-ганского месторождений, исходя из результатов лабораторных испытаний, СибНИИНП были рекомендованы ингибиторы ИПС-1, ИПС-2, типа СГ[ПХ и полимерные ингибиторы на основе малеина-тов и алкилакрилатов. Кроме того, рекомендовано было провести опытно-промышленные испытания ингибиторов и удалителей па- [c.196]

Дегазированные нефти Варьеганского месторождения легкие, маловязкие, малосернистые (класс I), парафиновые (вид Пг), малосмолистые. Нефть имеет низкую температуру начала кипения и высокий выход фракций, выкипаюших до 300° С. [c.560]

Тип перерабатываемого сырья — нефтяные газы 1, 2 и 3 ступеней сепарации нефти северной части Самотлорского, Варьеганского и Ссверо-Варьеганского нефтяных месторождений Западной Сибири. [c.61]

В характере изменения свойств нефтей в пределах залежей не прослеживается четкой закономерности. Так, на Северо-Варьеганском и Северо-Сикторском месторождениях при переходе от пласта Ю к наблюдается уменьшение плотности нефти. Рядом на Ванъеганском месторождении прослежиоается обратная картина — плотность нефтей пласта несколько больше, чем нефтей пласта Ю . [c.149]

Впервые исследованы химический состав и свойства попутных газов Самотлорского, Варьеганского, Южно-Балыкского, Тарасовского, Муравленковского, Аганского, Федоровского и других месторождений Западно-Сибирского региона. При этом показано, что попутные нефтяные газы [c.19]

ИВВ-1 применяли на Верхне-Пурпейском, Ново-Пурпейском, Северо-Варьеганском, Северо-Хохряковском, Тагринском и других месторождениях Западной Сибири. В большинстве случаев количество вводимой добавки составляло 0,1...0,2 % от объема раствора. Снижение плотности бурового раствора порой не происходило, что свидетельствует об уравновешивании процессов наработки и комплексной химико-механической очистки буровых растворов, поскольку ранее в этих интервалах на базовых скважинах просто с механической очисткой наблюдалось повышение плотности раствора. Иногда с вводом ИВВ-1 происходило снижение плотности на 10...20 кг/м . Во всех случаях, независимо от изменений плотности раствора, имело место снижение коллоидной глинистой фазы на 0,1...0,4 % до технологически необходимых величин 1,8...2,0 %. [c.187]

Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Л 1ансийска на западе до Александровска на востоке. В этой области. выделяются два крупных положительных тектонических элемента — Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия — Салым-ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы. К аптскому и барремскому ярусам пласты от A-I до A-XI, к готеривскому от Б-1 до B-VH и к валанжинскому пласты от Б-VHI до Б-ХХ. [c.382]

Нефтяные месторождения концентрируются в основном на территории Среднеобской и Приуральской нефтегазоносных областей, чаще являются многопластовыми со стратиграфической приуроченностью продуктивного разреза к юра-баррецу. На примере Самотлорского, Варьеганского, Федоровского, Мамонтовского, Салымского и других многопластовых месторождений выявлены закономерности изменения углеводородного состава залежей по продуктивному разрезу [c.27]

В Северной зоне, судя по сравнительно малочисленным данным, юрский водоносный комплекс на большей части площади насыщен водами невысокой минерализации (до 15 г/л) хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. На этом фоне отмечено несколько районов с водами повышенной минерализации хлоридно-кальциевого типа наиболее обширный из них протягивается в северном направлении от Варьеганского до Комсомольского и Западно-Таркосалинского месторождений, где установлены рассолы с минерализацией до 60 г/л, другой район приурочен к Медвежьему и Сандибинскому месторождениям, где встречены воды с минерализацией 35—49 г/л. [c.319]

Прежде всего отсутствие достаточной геологической информации не позволяет принимать оптимальные решения как на стадии проектных проработок, так и в процессе добычи углеводородов. Например, отсутствие информации о литологических осо нностях продуктивных пластов и их прочностных свойств может привести к нерациональному выбору интервалов перфорации и к снижению в дальнейшем надежности скважин из-за преждевременного разрушения слабосцементированных разностей. Заложение устьев и проектирование забоев скважин без учета разрывных нарушений приводит к тому, что, например, на Северо-Варьеганской площади до 80 % нефтяных скважин с нарушенными обсадными колоннами пересекают геодинамически активные зоны флексурно -разрывных нарушений, характеризующихся значительными градиентами физических полей. Места заложения скважин на месторождениях типа Астраханского и Карачаганакского в обязательном порядке должны выбираться с учетом природных тектонических разломов и их глубинной трассировки. [c.133]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология