Северо-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]

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]

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]

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]

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]

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]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология