Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Митрофановское месторождение нефти


Фоминовское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Месторождение Фоминовское, открытое в 1957 г., расположено на юго-восточном склоне Альметьевского (южного) купола Татарского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в северо-восточном направлении. [c.172] Месторождение многопластовое. Промышленные залежи нефти приурочены к терригенным отложениям пашийского горизонта франского яруса верхнего девона, бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона и к карбонатным отложениям данково-лебедянского горизонта фаменского яруса верхнего девона, заволжского и кизеловского горизонтов турнейского яруса нижнего карбона. [c.172] Коллекторами пласта Д1 пашийского горизонта служат кварцевые, хорошо отсортированные песчаники. Глубина залегания горизонта 1860—1990 м. Коллекторами бобриковского горизонта также служат песчаники, переслаивающиеся алевролитами. Глубина залегания бобриковского горизонта 1380—1420 м. Пористость песчаников бобриковского горизонта 19—20%, а карбонатных коллекторов данково-лебедянского, заволжского и кизеловского горизонтов 8—13%. [c.172] Свойства нефти в пластовых условиях исследовали только по пробам из пашийского горизонта, отобранным из скв. 25. Нефть этого горизонта залегает в условиях средних пластовых давлений и температур. Нефть в пластовых условиях имеет газосодержание в 4 раза меньшее, чем средняя нефть, и довольно высокую плотность. [c.172] Растворенный в нефти пашийского горизонта газ тяжелый, жирный, с высоким содержанием гомологов метана (34,7%). В газе в значительном количестве содержится азот. [c.173] Дегазированные нефти фоминовского месторождения пашийского и бобриковского горизонтов тяжелые, высоковязкие, смолистые. Нефти фаменского заволжского и кизеловского горизонтов имеют значительно меньшие плотность и вязкость. Все нефти парафиновые (вид П2), сернистые (класс II), а нефть бобриковского горизонта высокосернистая (класс III). Нефти имеют низкую температуру начала кипения. [c.173]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Митрофановское месторождение · Региональный имущественный центр

Кемеровская область, Митрофаново Цена: 25 млн р. ID: 302

Митрофановское месторождение кварцевого порфира расположено в Юргинском районе Кемеровской области в 35 км на юго-восток от г. Юрга и в      70 км на северо-запад от областного центра г. Кемерово.

Ближайшим населенным пунктом от месторождения является  д. Митрофаново, которая расположена в 0,4 км на север от него. Месторождение связано с городами Кемерово и Юрга автомобильной дорогой с асфальтовым покрытием.

Полезным ископаемым Митрофановского месторождения является кварцевый порфир, представляющий собой сильно окварцованную мелкозернистую породу. Порфиры имеют цвет от светло - до темно-серого и состоят на 80 – 90  % из кварца.

На месторождении была проведена топографическая съемка на площади  60 га масштаба 1:1000 и пройдены следующие горные выработки: канавы, шурфы, скважины.

Кроме того, произведено описание шести естественных выходов и пройдены два маршрутных хода. Расстояние между выработками от 100 до 200 м в отдельных случаев 50 м, между разведочными линиями 100 м.

Выход керна по полезной толще составил в среднем 80%.

В процессе разведки все выработки, вскрывшие кварцевый порфир подвергались опробованию.

Физико-механические свойства кварцевых порфиров месторождения:

- водопоглощение по весу – 0,49 %; 

- водопоглощение по объему–    1,39 %;

-пористость – 1,45 %;

-объёмный вес – 2,566 г/см3;

- удельный вес – 2,60 г/см3;

-временное сопротивление сжатию – 2462 кг/см2;

-прочность на изгиб – 310-800 кг/см2.

Исследования кварцевого порфира, как кислотоупорного камня, показали его высокую нерастворимость в кислотах. Кислотоупорность составляет от 97,03 до 99,35 %, в среднем 98,19 %.

В контуре лицензионного участка (площадь-6,3 га) запасы кварцевых порфиров  (строительного камня)  составляют – 4395 тыс. м3,  из них по категории А – 692 тыс. м3, по категории В – 741 тыс. м3 и по категории С – 2962 тыс. м3.

Благоприятные условия эксплуатации Митрофановского месторождения обусловлены незначительным объемом вскрыши и простыми гидрогеологическими условиями.

На сегодняшний день произведена вскрыша на 80%, что обеспечивает ведение горных работ  на период 10-12 лет с объемом годовой добычи 70-75 тыс. м3 . Общий объем добычи полезного ископаемого в указанный срок составит 2,5 млн. тонн.

Область применения кварцевых порфиров Митрофановского месторождения:

Кварцевый порфир Митрофановского месторождения является более прочным, чем гранит и уступает в этом показателе лишь алмазу, поэтому является сырьем для высококачественного щебня. Кварцевые порфиры месторождения, благодаря высоким физико-механическим свойствам, могут использоваться в качестве щебня для производства бетонов марки «600» и выше, а также гидробетонов.

При переработке кварцевого порфира на дробильно-сортировочном комплексе (ДСК), полученный щебень различных фракций: 0-5; 5-10; 10-25; 25-40; 40-60, - можно использовать при строительстве автомобильных дорог, бетонов, растворов, тротуарной плитки, бордюрного камня различного ассортимента, наполнителей при производстве пенобетонных, газобетонных блоков, блоков ФБС и других железобетонных  изделий.

Основными потребителями щебня могут быть строительные организации не только Кемеровской области, но и возможны поставки щебня за пределы региона автомобильным, речным и ж/д транспортом.

Кроме того, кварцевые порфиры, это не только очень прочный, но и красивый камень. Поэтому, они получили широкое распространение, как отделочный материал. Строительство коттеджей и современных домов с применением этого материала позволяет реализовать оригинальные и сложные дизайнерские проекты.

Благодаря красивому узорчатому рисунку, который хорошо виден на срезе камня, его широко применяют  для отделки помещений и изредка для создания уникальных потолков, для чего используют тонко нарезные листы.

Высокая прочность, устойчивость к низким температурам, сопротивляемость к химическим реагентам дало возможность использовать порфир как облицовочный камень, тем более что для очистки поверхности часто приходится пользоваться кислотами.

Его шероховатая  поверхность применяется при облицовке плавательных бассейнов, что исключает возможность скольжения. Для отделки стен можно выбрать обработанный или необработанный вид камня. Не торцованная плитка используется для внешних фасадных работ, мощения площадей и садово-парковых зон.

Благодаря своей повышенной твердости, порфир активно используется для создания весьма долговечных покрытий.

Еще одним уникальным свойством природного камня порфира является его способность к самоочищению. С его поверхности, в течение 2-3 недель, естественным образом исчезают все следы от бензина и масляные пятна. В силу такого свойства укладка этого камня целесообразна в зонах, где расположены ремонтные автомобильные мастерские, подъездные пути на заправочных станциях и парковках.

 

regionalcenter2.ru

Нефть Ново-Дмитриевского месторождения - Справочник химика 21

    НЕФТЬ НОВО-ДМИТРИЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ [c.276]

    Нефти Ново-Дмитриевского месторождения, как кумского горизонта, так и майкопского, являются однотипными и относятся к легким (б4 = 0,790 ч- 0,838), малосмолистым (коксуемость 0,6— 1,9% смол сернокислотных 7—16%), малосернистым (серы до 0,15%), парафинистым (парафина 3,1—5,8%) нефтям и характеризуются большим содержанием бензино-керосиновых фракций. Содержание бензиновых фракций до 150° С составляет 16,9—26,5%, керосиновых от 150 до 320° С — 27—38,8%. [c.278]

    Нефть Ново-Дмитриевского месторождения (товарная) [c.279]

    Ниже, помимо характеристики нефти по отдельным горизонтам, приводятся данные но качеству товарной нефти, являющейся смесью нефтей кумского и майкопского горизонтов месторождений Ново-Дмитриевского, Смоленского, Калужского и Восточно-Северского. [c.278]

    Легкая нефть этого месторождения направляется на смешение с легкими нефтями месторождений Калужское, Ново-Дмитриевское, Восточно-Северское, Азовское, Холмское и под наименованием ильской легкой поступает на переработку. [c.289]

    Основное количество нефти дает Ново-Дмитриевское месторождение, которое по добыче нефти в Краснодарском крае занимает второе место после Троицко-Анастасиевского. Новодмитриевская нефть легкая (плотность 0,8271), парафинистая (парафииа 4,4%), малосернистая (серы 0,22%) с небольшой кислотностью (0,15 мг КОН на 1 г иефти). Суммарное количество асфальто-смоли-стых веществ составляет 6,06%. Содержание фракций, выкипающих до 350 °С, равно 63,1 вес. %, в том числе 34,4% до 200 °С. Нефть относится к типу парафино-нафтеновых. В ней превалируют парафиновые углеводороды (48— [c.339]

    Нефть площади Дыш рекомендуется собирать и перерабатывать совместно с нефтями месторождений Ключевая, Ново-Дмитриевское, Апчас и другими легкими парафинистыми нефтями Краснодарского края. [c.267]

chem21.info

Федоровское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Федоровское месторождение

Cтраница 3

Примером является разработка залежи нефти пластов AC g Федоровского месторождения. Пласты AC g практически на всей площади представляют собой тонкую нефтяную оторочку, заключенную между обширной газовой шапкой и подстилающей ее подошвенной водой.  [31]

Отличительной особенностью нефтегазоконденсатных залежей пластов АС4 - э Федоровского месторождения, предельно осложняющей подсчет запасов и принятие технологических решений по его разработке, является доказанное различными способами наличие в газовых зонах значительного количества остаточной ( погребенной) нефти.  [32]

Таким образом, в нефтегазоконденсатных пластах АС4 э Федоровского месторождения наблюдается такая сложная картина распределения насыщенностей углеводородами ( разных фаз) и водой, которая в сочетании с неоднородным строением коллектора представляет весьма осложняющую физико-геологическую обстановку для подсчета запасов нефти и решений технологических вопросов разработки.  [33]

Анализ распределения нормальных кислот и - алканов из нефти Федоровского месторождения ( см. рис. 3) показывает прежде всего несовпадение характера молекулярно-массового распределения кислот и алканов. Если бы кислоты действительно были предшественниками алканов, то кривые их молекулярно-массового распределения должны быть одинаковыми со сдвигом на один атом углерода. Кроме того, четность среди кислот выражена гораздо ярче, чем нечетность среди алканов. Все это указывает на независимость происхождения нормальных кислот и - алканов нефтей.  [34]

Очень интересным представляется опыт широкомасштабного применения горизонтальных скважин на Федоровском месторождении в Западной Сибири, где впервые запроектировано более 1000 и уже пробурено около 250 ГС.  [35]

Обнаруженные при разведке осложняющие физико-геологические особенности явно продуктивных нефтегазовых пластов Федоровского месторождения не позволили на данном этапе однозначно решить главный вопрос при подсчете запасов - возможность рентабельной добычи нефти из них.  [36]

Особую сложность для проектирования и разработки представляют нефтегазовые залежи пластов Ал-а Федоровского месторождения, которые характеризуются незначительными нефтенасышеннымн толщинами, отсутствием чисто нефтяных зон, резкой лптологической изменчивостью пород, повышенной вязкостью пластовой нефти.  [37]

В качестве смеси метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов применена нефть Федоровского месторождения.  [38]

Геолого-промысловый анализ распределения залежей углеводородов ( УВ) в продуктивном разрезе Федоровского месторождения выявил следующие их особенности. Все залежи УВ расположены в плане концентрично. Максимальную площадь нефтеносности занимает залежь нижнего пласта ЮС2, в настоящее время содержащая минимальные запасы нефти. Между пластами ЮС2 и вартовской свитой ( пласты групп А и Б) залегает битуминозная баженовская свита, которая распределена по площади не спорадически, что связывается также с подвижками фундамента при ее формировании.  [39]

Таким образом, проведенные расчеты свидетельствуют о благоприятных условиях создания газлифтной эксплуатации на Федоровском месторождении.  [40]

Впервые в истории нефтяной промышленности осуществлен совместный транспорт нефти и природного газа по одному трубопроводу с Федоровского месторождения.  [41]

При установлении закономерности влияния а на Правдинс-ком месторождении большинство исследованных скважин имело обводненность более 70 %, на Федоровском месторождении таких скважин было половина из рассмотренных, а при расчетах скважин Самотлорского месторождения обводненность была самой различной. Как было показано в начале этого подраздела, инверсия эмульсии резко меняет интенсивность влияния а на истинное газосодержание. Поэтому необходимо по крайней мере установить влияние на зависимость (8.13) обводненности продукции, для чего мы не располагали достаточным объемом промысловых данных.  [42]

Дебит газлифтных скважин меняется также в очень широких пределах и может достигать почти 1000 м3 / сут, как на Федоровском месторождении в Тюменской области.  [43]

На рис 1 представлена динамика количества горизонтальных скважин, пробуренных в ОАО Сургутнефтегаз в целом, и в том числе на Федоровском месторождении. Как видно из рис. 1, подавляющая часть горизонтальных скважин пробурена на Федоровском месторождении. Однако следует отметить, что в связи с применением горизонтальных скважин на Конит-лорском месторождении с низкопроницаемыми коллекторскими свойствами ( в настоящее время пробурено 35 ГС) относительная доля ГС на Федоровском месторождении в последнее время уменьшилась.  [44]

На рис. 1 представлена динамика количества горизонтальных скважин, пробуренных в ОАО Сургутнефтегаз в целом, и в том числе на Федоровском месторождении. Как видно из рис. 1, подавляющая часть горизонтальных скважин пробурена на Федоровском месторождении. Однако следует отметить, что в связи с применением горизонтальных скважин на Конит-лорском месторождении с низкопроницаемыми коллекторскими свойствами ( в настоящее время пробурено 35 ГС) относительная доля ГС на Федоровском месторождении в последнее время уменьшилась.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Разрез - месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Разрез - месторождение

Cтраница 1

Разрез месторождения, вскрытый скважинами до глубины 5005 м, слагают отложения от силурийских до четвертичных. Основная его часть представлена породами палеозоя, с которыми и связана нефтеносность месторождения. Большая часть запасов нефти приурочена к песчаникам среднего девона и к пермско-каменноугольным карбонатным отложениям. Кроме того, притоки нефти получены из карбонатных отложений нижнего девона доманикового горизонта, из фамен-ских и визейских известняков.  [1]

Разрез месторождения, на котором приводится средняя видимая мощность пластов, что позволяет показывать на нем каротажную характеристику пород и расширяет возможности его применения для составления проектных разрезов новых скважин, контроля за бурением, общей и региональной корреляции ( сокр.  [2]

Разрез месторождения слагают отложения от юрских до четвертичных включительно. В скважине в юго-западной части складки вскрыт палеозойский фундамент, залегающий непосредственно под нижнемеловыми образованиями. Наиболее древними отложениями осадочного чехла, участвующими в строении складки, являются средиеюрские. Выше по разрезу со значительным перерывом в осадконакоплении залегает мощная толща нижнего мола, с которой связаны все выявленные газовые залежи. Отложения верхней юры и валанжин-готеривского яруса мела в разрезе отсутствуют.  [4]

Разрез месторождения слагается отложениями верхпемелового, палеогенового и четвертичного возраста.  [6]

Разрез месторождения представлен отложениями красноцветной толщи, акча-гыльского и апшеронского ярусов и постплпоцена. Красноцветная толща сложена частым чередованием песчано-алевритовых и глинистых отложений. Литологический состав толщи, мощности отдельных пачек и слоев претерпевают резкое изменение по площади и по разрезу месторождения.  [7]

Разрез месторождения условно можно разделить на две части: нижнюю, включающую пласт БСю, и верхнюю, включающую пласты БСь ЗСг з, BCt, BCs. Верхняя часть разреза характеризуется наличием четко выделяемых пластов песчаников и глин, которые являются устойчивыми реперами при корреляции. Пласты становятся более глинистыми с глубиной и по направлению на север месторождения ( к скв. При сопоставлении разрезов скважин в пласте БСа-з выделяется зональный интервал БС2 - з ( скв.  [8]

Разрез месторождения, вскрытый скважинами на глубину 3700 м, слагают отложения от девонских до четвертичных включительно. Основная часть разреза представлена образованиями палеозоя, с которыми и связана нефтеносность месторождения. Здесь установлены три нефтяные залежи.  [9]

Литолого-стратяграфичсекий разрез месторождения Хаеси - Р Мель ( но данным скв.  [10]

В разрезе месторождения в интервале глубин 1650 - 2200 м выделено шесть продуктивных горизонтов, разделенных глинистыми пластами. Газ месторождения в основном метановый.  [12]

В разрезе месторождения присутствуют ордовикско-силурийские, каменноугольные, пермские и триасовые отложения, перекрытые четвертичными. Установлены две газоконденсат - Ные залежи. Основная залежь приурочена к органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторичным долмитам визейско-артинского возраста.  [13]

В разрезе месторождения выделяются две продуктивные толщи. Нижнюю продуктивную толщу образуют отложения живетского яруса.  [14]

В разрезе месторождения установлены промышленно нефтеносные горизонты в отложениях пермской каменноугольной и девонской систем. Продуктивными на месторождении являются: второй пласт кунгурского яруса перми ( К2), пласты Бз, Б2а в нижнем карбоне и пласты Дп и ДГУ в девонских отложениях.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Наиболее древнее отложение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Наиболее древнее отложение

Cтраница 2

Последовательно анализируя эти карты от наиболее древних отложений к молодым, можно видеть, что оба поднятия по времени заложения являются древними и на протяжении всего периода своего существования несколько изменяли общую конфигурацию. Вместе с этим происходило смещение и сводовых участков, что можно наблюдать при сопоставлении структурной карты по условному горизонту в девоне ( рис. 62 е) с картой по кровле верей-ских ( рис. 62, в) или верхнеюрских отложений.  [16]

Если в первой из областей газонефтеносны отложения юры и мела, то в Иркутском амфитеатре залежи нефти и газа установлены в наиболее древних отложениях осадочного чехла - нижнекембрийских. Нет сомнения, что по мере расширения фронта поисково-разведочных работ на территории Восточной Сибири будут открыты новые крупные месторождения нефти и газа.  [17]

Геологоразведочные работы на нефть и газ в этих районах начаты еще в 1939 г., первое промышленное месторождение территории - Марковское - открыто в 1962 г. Открытие его имело принципиальное значение, так как впервые в нашей стране было доказана промышленная газонефтеносность наиболее древних отложений осадочного чехла - нижнекембрийских.  [18]

Это открытие имело принципиальное значение, так как впервые в нашей стране было найдено месторождение, связанное с наиболее древними отложениями осадочного чехла. Кроме Марковского открыто еще одно месторождение - Криволукское.  [19]

Разрез месторождения слагают отложения от юрских до четвертичных включительно. В скважине в юго-западной части складки вскрыт палеозойский фундамент, залегающий непосредственно под нижнемеловыми образованиями. Наиболее древними отложениями осадочного чехла, участвующими в строении складки, являются средиеюрские. Выше по разрезу со значительным перерывом в осадконакоплении залегает мощная толща нижнего мола, с которой связаны все выявленные газовые залежи. Отложения верхней юры и валанжин-готеривского яруса мела в разрезе отсутствуют.  [21]

Здесь в течение последних двадцати лет открыто 12 месторождений нефти и газа, из которых лишь 7 имеют промышленное значение. Эти месторождения располагаются в основном в двух газонефтеносных областях - Лено-Вилюйской и Непско-Ботуо - бинской. В первой области газонефтеносны отложения юры и мела, в Непско-Ботуобинской залежи нефти и газа установлены в наиболее древних отложениях осадочного чехла - нижнекембрийских. По мере расширения фронта поисково-разведочных работ на территории Восточной Сибири будут - открыты новые месторождения нефти и газа.  [22]

На Восточно-Сибирской платформе в течение 1956 - 1968 гг. открыты месторождения нефти и газа, из которых только пять-шесть имеют промышленное значение. Эти месторождения расположены в Лено-Вилюйской газонефтеносной области и в Иркутском бассейне в южной части Восточно-Сибирской платформы. Если в первой газонефтеносны отложения юры и мела, то в Иркутском бассейне залежи нефти и газа установлены в наиболее древних отложениях осадочного чехла - нижнекембрийских.  [23]

Нефти Куйбышевской области весьма разнообразны по своей характеристике. Основные залежи нефти связаны с отложениями каменноугольной и девонской систем. Большинство нефтей приурочено к известняковым отложениям каменноугольной системы. Это 15 нефтей наиболее древних отложений девона и 5 нефтей карбона, относящихся к турнейскому ярусу, бобриковской свите и тульскому горизонту, нефтевмещающими породами для которых служат, как правило, песчаники.  [24]

Ивановское газовое месторождение расположено на стыке границ Ставропольского края, Ростовской области и Калмыцкой АССР, в 60 км юго-восточнее г. Сальска. В 1955 г. поднятие введено в глубокое разведочное бурение, в результате которого установлена промышленная газоносность хадумского горизонта. Месторождение расположено в пределах Южпо-Сальской меридиональной полосы поднятий. В геологическом строении площади принимают участие отложения мезозоя, палеогена, неогена и четвертичной системы. Наиболее древние отложения, вскрытые скважинами на глубинах 813 - 864 м относятся к свите горячего ключа. Месторождение приурочено к пологому ( 0 30; 0 50) поднятию округлой формы, размерами 5 2 X 6.0 км.  [26]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Дмитриевское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Дмитриевское месторождение

Cтраница 1

Дмитриевское месторождение, открытое в 1960 г., представляет софой антиклинальную складку небольших размеров. В отложениях средней и нижней части каменноугольной системы выявлено несколько продуктивных пластов. В терригенных коллекторах верхнебашкирского горизонта и в карбонатных коллекторах нижнебашкирского и нижнеокского горизонтов имеются газовые залежи, а в песчаниках тульского горизонта выявлена газонефтяная залежь.  [1]

Дмитриевского месторождения вполне укладывается в погрешность нефтепромысловых данных.  [2]

Дегазированные нефти Дмитриевского месторождения сернистые ( класс II), в большинстве высокопарафиновые ( вид Пз) и смолистые. Минимальные вязкость, плотность и содержание смол имеют нефти девонских отложений.  [3]

При определении состава пластовой нефти Дмитриевского месторождения для изо-пентана и норм.  [4]

Данные экспериментального изучения группового состава фракций Дмитриевского месторождения, выкипающих до 200 С, представлены в табл. 1.13. Из этих данных следует, что фракция с температурой кипения в диапазоне 28 - 60 С на 100 % состоит из метановых углеводородов, а это значит, что УКС5 можно представить как смесь только индивидуальных углеводородов, причем физико-химические характеристики этой смеси можно рассчитать из ее состава.  [5]

Значения пористости и проницаемости для различных пластов Дмитриевского месторождения приведены ниже.  [6]

Продолжим рассмотрение моделирования пластовой нефти на примере Дмитриевского месторождения угленосной свиты.  [7]

Суммарная массовая доля выхода фракций при разгонке нефти Дмитриевского месторождения по ИТК до температуры 175 С составляет практически четвертую часть ее массы.  [8]

Фактические данные по типовому исследованию глубинных проб пластовых нефтей Дмитриевского месторождения в минимальном объеме после согласования их по материальному балансу ( корректировки в пределах допустимых погрешностей для выполнения равенства (1.7)) представлены в табл. 1.9. В составе пластовой нефти Дмитриевского месторождения выделяется 12 компонентов: 10 - индивидуальных и 2 - условных компонента нефти, на долю которых приходится 49 67 % моль от всей пластовой нефти.  [10]

Представляет большой интерес опыт эксплуатации нефтяной залежи пласта Д - П Дмитриевского месторождения Куйбышевской области, где в течение длительного времени удавалось существенно ограничивать добычу попутной пластовой воды при наличии запаса производительности залежи. Нефтяная залежь пласта Д - П разрабатывалась с 1955 г. и по 1960 г. только разведочными скважинами, причем их продуктивность была настолько высока, что уровень добычи нефти по пласту достигал 50 % максимального уровня, достигнутого в 1965 г. после полного разбуривания залежи эксплуатационными скважинами и освоения системы законтурного и внутриконтурного заводнения.  [11]

Для определенности продолжим пользоваться в оценочных расчетах физико-химическими свойствами пластовой нефти Дмитриевского месторождения угленосной свиты: плотность пластовой нефти 745 5 кг / м3; динамическая вязкость пластовой нефти 1 25 мПа - с; пластовая температура 52 С.  [12]

В табл. 1.9 предыдущего параграфа приведены согласованные экспериментальные данные по типовому исследованию глубинных проб пластовой нефти Дмитриевского месторождения, а в табл. 1.12 с использованием интерполяционных процедур данных из табл. 1.11 результаты расчета физико-химических свойств фракций разгонки Дмитриевской нефти по ИТК с заданными средними температурами кипения.  [13]

Прогнозирования эффективности метода были проведены также по НГДУ 26-ти бакинских комиссаров, Кировнефть и на примере Дмитриевского месторождения объединения Куй-бышевнефть.  [14]

Из рис. 8.2 следует, что по / - зависимости можно определить давление насыщения лишь для пластовой нефти Дмитриевского месторождения, характеризующейся небольшим газосодержанием. Для нефтей Тенгизского и Карачаганакского месторождений, отличающихся значительным газосодержанием, применим визуальный метод. Отметим, что даже если бы нефть Тенгизского месторождения находилась в пласте с температурой 51 С, то и тогда определение давления насыщения nopV - зависимости было бы весьма приближенным.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru