PL
 |
EN
Nowa wersja platformy, zawierająca wyłącznie zasoby pełnotekstowe, jest już dostępna.
Przejdź na https://bibliotekanauki.pl
Ograniczanie wyników
Czasopisma help
  1. 13 Prace Instytutu Nafty i Gazu
  2. 11 Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
  3. 11 Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu Państwowego Instytutu Badawczego
  4. 10 Przegląd Geologiczny
  5. 7 Nafta-Gaz
Więcej...
Lata help
  1. 1 2021
  2. 1 2017
  3. 4 2016
  4. 1 2015
  5. 6 2012
Więcej...
Autorzy help
  1. 7 Myśliwiec M.
  2. 5 Piesik-Buś W.
  3. 3 Madej K.
  4. 3 Zamojcin J.
  5. 2 Byś I.
Więcej...
Preferencje help
Polish version English version Język
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników

Znaleziono wyników: 47

Liczba wyników na stronie
first rewind previous Strona / 3 next fast forward last
Wyniki wyszukiwania
Wyszukiwano:
w słowach kluczowych:  gas fields
help Sortuj według:

help Ogranicz wyniki do:
first rewind previous Strona / 3 next fast forward last
1
Content available remote Distribution of hydrocarbon gases over oil and gas fields
100%
Litwin I. , Gregosiewicz Z.
Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
|
1999
|
tom nr 387
46
2
Perspektivy otkrytia i osvoenia mestorozdenij tipa tight gas na vostoke Ukrainy
100%
Bartasuk A. V. , Krivula S. V. , Lizanec A. V.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2012
|
tom nr 182 wyd. konferencyjne
381--385
EN
Eastern Ukraine has а great potential in exploration of tight gas fields. The most prospective area occupy extreme south-east of Dnieper graben. Territory is characterized by maximum thickness of sediments (15 =18 km) and Devonian salt, nonexistence of regional chemiсаl seal, but has а great potential of gas generation, good catagenetic impermeable bed sealing abnormal seam pressures. Gas in the lower and middle carboniferous trapped in tight secondary fractured porous sand collectors by capillary power unlike to conventional traps where gas trapped in the anticline folds of water-bearing horizons. Accumulations of central basin types occupy а large volume of the territory, covering the whole extreme south-east of Dnieper-Donets graben.
3
Content available remote Results of diagnostic of oil and gas prospective objects using the methods of interaction of geophysical fields in the Carpathian region
100%
Lyzoon S. O.
Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
|
1999
|
tom nr 387
135--136
4
Content available remote Fighting against the complications during exploitation of gas and gas condensate wells by the use of complex inhibitors
100%
Kondrat R. , Psyuk M.
Prace Instytutu Nafty i Gazu
|
2008
|
tom nr 150 wydanie konferencyjne
945--948
EN
The short review of complex inhibitors and reagents of complex action used for fighting water encroachment of wells, hydrate build-up, scalings and / or deposition of asphaltene, resin and paraffin substances (ARPS) and corrosion of equipment of gas and gas condensate wells has been performed. The composition and the percentage of the components of сотрlех inhibitors, selected in Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas for fighting СО2-corrosion and other complications have been given. On the results of laboratory researches and field tests of the offered complex inhibitor the conclusions about its efficiency have been done.
5
Sovremennye tehnologii i tehniceskie sredstva sejsmorazvedki morskih mestrorozdenij nefti i gaza
100%
Bogoavlenskij V. I. , Zaporozec B. V.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2012
|
tom nr 182 wyd. konferencyjne
349--354
EN
Main directions of development technics and technologies of marine oil аnd gas fields seismic studies 2D, 3D and 4D are presented in the article.
6
Resenie zadac geologii i razrabotki na morskih mestorozdeniah nefti i gaza v Arktike metodami gidrodinamiki
100%
Kul'pin L. G.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2012
|
tom nr 182 wyd. konferencyjne
343--347
EN
In article on an example of interpretation of hydrodynamic researches of explorative wells on the Arctic shelf of Russia the considerable informativeness of results is shown. In particular, on а number of researches technogenic deteriorations of filtration properties of critical area of formation are revealed; existence of borders of а formation and their configuration. It allowed to make reasonable decisions оn cleaning expediency of formation critical areas and the directions of further research works.
7
Content available remote Multi-coverage geological interpretation of satellite images: oil- and gasefields in the Polish East Carpathians and their Foredeep
100%
Karnkowski P. H. , Ozimkowski W.
Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
|
1999
|
tom nr 387
115--117
8
Osvoenie morskih mestorozdenij nefti i gaza: geomehaniceskie aspekty
100%
Kalasnik A.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2010
|
tom nr 170 wyd. konferencyjne
401--405
EN
Development of sea oil- and gasfields, based on use of difficult operational technologies, the expensive technique and the equipment, can be accompanied by dangerous technogenic deformation processes. Underestimation of geomechanical conditions leads to occurrence of irreversible geodynamic phenomena destroying chinks, the pipelines, extracting devices and constructions. The geomechanical model of а sea oi1 and gas deposit is developed. Geomechanical aspects of development Shtokmanovsky oil-and-gas deposit located on а shelf of the sea Barentseva are investigated. Laws of deformation of the geological environment, consisting in the volume consolidation of а productive layer leading to а regressive deflection (subsidence) of а terrestrial surface both considerable horizontal deformations and movings of breeds are revealed. Working out of the Shtokmanovsky deposit within ten years will cause, according to calculations, consolidation of collectors to 30% owing to what sea-bottom subsidence can make 3-5 m.
9
Content available Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
88%
Zagórski J.
Przegląd Geologiczny
|
2011
|
tom Vol. 59, nr 12
774-776
10
Content available remote Nannofossil biostratigraphy of the Paleogene sediments of the Odessa Gas Field
75%
Waga D. D. , Andreeva-Grigorovich A. S. , Kochetov R. V.
Prace Instytutu Nafty i Gazu
|
2008
|
tom nr 150 wydanie konferencyjne
287--291
EN
Calcareous nannofossils from Paleocene sediments of two boreholes (Odeska-6 and Odeska-20) of the North-Western Shelf of the Black Sea were examined. Five nannofossil zones of Martini (1970), Okada & Bukry (1980) and Quillevere et al. (2002) were identified: combined Cruciplacolithus tenuis — Chiasmolithus danicus (NP2-NP3/CPlb-CP2), Sphenoli- thus primus? (NP4b), Fasciculithus tympaniformis (NPS/CP4), Heliolithuis kleinpelli (NP6/CPS) and HelioZithus riedelii (NP/CP7). The biozonation allowed us to correlate the distinguished nannozones with the Bilokamian and Kachian Stages of the Stratigraphic Scheme of Southern Ukraine (1993). The presence of two unconformities is suggested within: the Bilokamian and Kachian Stage. The first one corresponds to the upper part of the nannozone Chiasmolithus danicus (NP3) and Ellipsolithus macellus (NP4a) and is estimated up to 1.94 Ma years.
11
Content available remote Strefa dyslokacyjna Poznań - Kalisz i jej związek z występowaniem złóż gazu ziemnego w utworach czerwonego spągowca
75%
Kwolek K.
Prace Instytutu Nafty i Gazu
|
2004
|
tom nr 130
65--74
PL
Poster ilustruje wyniki analizy, której celem było wyjaśnienie genetycznego związku strefy dyslokacyjnej Poznań—Kalisz (SDP-K) ze złożami gazu ziemnego w utworach czerwonego spągowca. Szczegółowa interpretacja dańych sejsmicznych, głównie 3D, wykazała o wiele bardziej złożoną, niż dotychczas sądzono, geometrię systemów uskokowych w utworach mezozoiku, wskazującą na złożone zależności kinematyczne z podłożem. Analiza tych danych, poparta wynikami badań analogowych dotyczących solonośnych basenów ekstensyjnych oraz modelowań tektoniki przesuwczej, pozwoliła autorowi na wyjaśnienie wpływu ekstensji nadkładu i przemieszczeń transtensyjno-transpresyjnych w podłożu na rozwój SDP-K i powstawanie pułapek złożowych w stropie utworów czerwonego spągowca.
EN
The poster presents results of analysis, the purpose of which was to explain genetic relation between Poznań — Kalisz Tectonic Zone (P-KTZ) and the gas fields in the Rotliegendes formation. Detailed interpretation of seismic data, mainly 3D, proved much more complicated geometry of inesozoic fault systems than it had been assumed before. Mentioned above geometry points at complicated kinematic relationships with the basement. Analysis of available data were supported by published results of analogue modelling of strike-slip tectonics and extension salt basins. The results of analyses have made possible explanation of how the extension of the overburden and transtensional-transpresional replacements in the basement influence on the P-KTZ evolution and forming traps in the top of the Rotliegendes deposits.
12
Content available remote Dorazrabotka zavodnennyh zalezej nafti i gaza na rezime istosenia plastovoj energii
75%
Parahin B. G.
Prace Instytutu Nafty i Gazu
|
2004
|
tom nr 130
607--612
RU
Часть нефтяных залежей на месторождениях Предкарпатья и Днепровско-Донецкой впадины находятся на поздней стадии разработки и разрабатывается с обводненностью 85-90°/о. Это приводит к незначительному приросту коэффициента извлечения нефти и газа и водонапорный режим становится малоэффективным. С целью повышения нефтегазоизвлечения пластов при разработке заводненной залежи целесообразно перевести систему её разработки с водонапорного режима на режим истощения пластовой энергии. Оптимизация объемов нагнетания воды в залежь и перевод системы её разработки на режим истощения, при котором проискодит снижение пластовот давления ниже давления насыщения и образование в пласте свободнот газа становится важной задачей. При частичном ограничении объема нагнетания воды залежь будет разрабатываться на смешанном режиме, а при полном прекращении её закачки — на режиме растворенного газа. Определяющими факторами в выборе величины ограничения нагнетания воды должны быть экономические показатели. При разработке заводненной нефтяной залежи на режиме истощения, после падения пластового давления ниже давления насыщения, образовывается трехфазное движение флюидов. Поэтому изучение фазовык проницаемостей нефти, газа и воды имеет важное значение. Предложенные учеными фазовые проницаемости флюидов являются функциями поточнык насыщенностей коллекторов каждой фазой, что есть приближенным. Фазовые проницаемости зависят также от типа и свойств коллектора, физико-химических свойств флюидов, а также термобарических условий процесса разработки залежи. Выражения их необходимо определять по данным лабораторных исследований керна и флюидов, а также промысловых исследований скважин для каждого конкретного варианта разработки заводненной нефтяной залежи. Полученные их аналитические выражения могут быть положены в основу математической модели при проектировании системы разработки заводненной нефтяной залежи на режиме истощения. При отсутствии фазовых проницаемостей нефти, газа и воды для заводненных залежей Долинского и Северо-Долинского месторождений в расчетах использованы их выражения, приведенные в монографии Ч.Р.Смита. Как показали расчеты , доразработка этих залежей на режиме истощения позволит увеличить коэффициент извлечения нефти на 6-14°/о, а газа, растворенного в нефти, будет добыто более 90°/о.
13
Content available remote Hydrodynamiczne modelowanie basenów naftowych na przykładzie basenu permskiego monokliny przedsudeckiej
75%
Zawisza L. , Piesik W. , Zamojcin J.
Prace Instytutu Nafty i Gazu
|
2004
|
tom nr 130
81--87
PL
W pracy przedstawiono teoretyczne podstawy modelowania i hydrodynamicznej klasyfikacji naftowych basenów osadowych. Podstawą klasyfikacji hydrodynamicznej basenów naftowych są zjawiska różnicujące fazę płynną, a zwłaszcza zjawiska związane z ruchem płynów złożowych. Zdefiniowanie typu hydrodynamicznego basenu polega na określeniu, w jakim stadium rozwoju znajduje się on aktualnie: przed, w trakcie, czy po inwazji wód infiltracyjnych. Biorąc pod uwagę dane dotyczące rozkładu ciśnień złożowych, kierunków i prędkości przepływów wód podziemnych oraz właściwości płynów złożowych wydzielono trzy główne typy basenów naftowych: odśrodkowy (bardzo perspektywiczny), dośrodkowy (perspektywiczny) i dojrzały (nieperspektywiczny). Analizie hydrodynamicznej poddano permski basen naftowy monokliny przedsudeckiej. Opierając się na dotychczasowych wynikach badań, można stwierdzić, że basen permski monokliny przedsudeckiej jest basenem odśrodkowym i jest on bardzo perspektywiczny.
EN
The paper presents hydrogeologic and hydrodynamic models basin of the gas fields in Rotliegend series (Saxonian) located in Zielona Góra and Poznań basin.
14
Content available remote Poszukiwanie pułapek litologicznych w utworach czerwonego spągowca na NE skłonie wału wolsztyńskiego
75%
Kwolek K. , Solarski T. , Buniak A.
Prace Instytutu Nafty i Gazu
|
2004
|
tom nr 130
75
PL
Zdecydowana większość złóż gazu ziemnego w piaskowcach czerwonego spągowca odkrytych na obszarze monokliny przedsudeckiej uformowała się w typowych pułapkach strukturalnych. Do nielicznych wyjątków należą złoża strukturalno-litologiczne Paproć i Ujazd. Ich pułapki sąkombinacją linii zasięgu piaskowców górnego czerwonego spągowca w strefie marginalnej (na północnym skłonie wału wolsztyńskiego), granicy sejsmicznej Z1' związanej ze spągiem cechsztynu oraz powierzchni kontaktu gaz — woda. Kartowanie granicy Z1' na ogół nie stwarza dzisiaj problemów, ale precyzyjne określanie linii zasięgu ww. piaskowców, oparte niemal wyłącznie na interpolacj i międzyotworowej, wciąż napotyka na bardzo duże trudności. Poster przedstawia stosunkowo prosty sposób metodycznego podejścia do przedstawionego wyżej problemu. Według przeprowadzonych analiz sejsmicznych i geologicznych wydaje się, że najlepszym sposobem detekcji zmian facjalnych i związanych z nimi stref zaniku właściwości zbiornikowych, a tym samym — zasięgu porowatych piaskowców górnego czerwonego spągowca, jest analiza zmian amplitudy granicy sejsmicznej Z1' połączona z korelacją pojawiającego się bezpośrednio poniżej refleksu dodatniego, powstającego na kontakcie piaskowców eolicznych z pierwszym od góry profilu poziomem zlepieńców.
EN
Several gas fields in Rotliegendes sandstones have been discovered within the area of Fore-Sudetic Monocline. Most of the fields were formed in typical structural traps, where reservoir rocks belong to aeolian sandstones composing the uppermost part of Rotliegendes deposits. The few exceptions are structural-lithologic traps of Paproć and Ujazd gas ńelds in the western part of the Poznań Trough. These traps are determined by a combination of the extent line of porous, permeable Rotliegendes sandstones and the geometry of the Z1' seismic horizon (related to the base of Zechstein) in the peripheral zone on the northern slope of the Wolsztyn High. Mapping of Z1' horizon, in general, does not cause any difficulties, at present however, precise determination of the extent line of reservoir rocks still encounters serious problems. In accordance with performed geological and geophysicał analyses it seems that the best available tool of detecting zones of porous sandstones within the uppermost part of upper Rotliegendes deposits is detailed analysis of Z1' reflection amplitude correlated with the appearance of positive reflection directly below.
15
Primenenie diagnosticeskih kriteriev dla analiza processa zavodnienia neftanyh mestorozdenij
75%
Salavatov T. , Gusejnova D. , Al'-Rabbas D.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2016
|
tom nr 209 wyd. konferencyjne
371--375
RU
Одним из основных методов воздействия на нефтяную залежь является заводнение, как наиболее интенсивный и экономически эффективный способ разработки нефтяных месторождений. Проведение эффективной разработки нефтяных месторож¬дений с применением водного воздействия требует принятия обоснованных решений по регулированию комплекса технологических процессов нефтегазодобычи. Поэтому повышение эффективности процесса заводнения нефтегазовых месторождений зависит и от совершенствования методов анализа, контроля и регулирования водного воздействия. Для определения тенденций развития процесса разработки и своевременного принятия решений по управлению процессом нефтедобычи, разработан подход к анализу водного воздействия на основе коэффициента Джини. Сущность предложенного подхода заключается в совместном анализе динамики изменения коэффициента Джини и основных технологических показателей для оценки эффективности водного воздействия на залежь. Предложенный подход был применен для диагностирования текущего состояния процесса разработки и оценки водного воздействия на эксплуатационном объекте – горизонте S1A месторождения Heijah (Йемен). Показано, что применение коэффициента Джини, наряду с другими методами анализа водного воздействия нефтяных месторождений, позволяет принимать обоснованные решения по изменению стратегии доразработки в условиях недостаточности информации.
EN
Waterflood or pressure maintenance project is considered one of several methods of enhanced oil recovery which is widely being used in oil fields. Water injection efficiency analysis is very important for operation future plan and finds out, if any opportunity is available to improve project performance. The conventional methods beside nonparametric criteria have been applied in this research in order to evaluate water injection operation. Gini coefficient analysis has been used to illustrate the water injection impact in terms of oil and water production trends over the time of injection operation. The proposed approach has been applied to diagnose the current state of the development and evaluation of the impact of the water production on the whole project development of the Heijah S1A field (Yemen). The use of the Gini coefficient, along with other methods of analysis of the process of development of oil fields, you can make informed decisions to change the development strategy in the conditions of lack of information. This approach makes it possible to determine the trend of the development of reservoir, conduct diagnostics transient formation of the system and to take timely decisions on managing the process of oil production regulation modes of production and injection wells.
16
Osobennosti plastovyh davlenij v nedrah Zapadnoukraiskogo neftegazonosnogo regiona
75%
Karpenko M. , Omel'cenko V.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2016
|
tom nr 209 wyd. konferencyjne
669
RU
Качественное раскрытие продуктивных горизонтов зависит от информации о пластовых давлениях. Западноукраинский нефтегазоносный регион отличается наличием аномальных пластовых давлений. В докладе рассматривается информация о распределении пластовых давлений, что качественно влияет на эффективность поисково-разведочного бурения.
EN
Quality opening productive horizons depends on information about reservoir pressures. West Ukrainian oil and gas region is characterized by the presence of abnormal reservoir pressures. The report considered information on the distribution of reservoir pressures, which qualitatively affects the efficiency of exploration drilling.
17
Content available remote Zastosowanie statystycznych metod projektowanego eksperymentu symulacyjnego do probabilistycznej oceny zasobów wydobywalnych
75%
Szott W.
Nafta-Gaz
|
2006
|
tom R. 62, nr 10
504-509
PL
W artykule przedstawiono koncepcję i teoretyczne zasady metod projektowanego eksperymentu pod kątem ich wykorzystania do analizy eksperymentów numerycznych w dziedzinie symulacji złożowych, użytych do prognozowania wydobycia ze złóż naftowych. Omawiana metoda pozwala zidentyfikować i wyznaczyć ilościowo podstawowe zależności wielkości wydobycia od istotnych czynników złożowych i eksploatacyjnych. W efekcie metoda ta, w połączeniu z symulacjami złożowymi, daje możliwości określenia jednej z ważniejszych a zarazem trudniejszych do znalezienia wielkości z zakresu charakterystyk złóż naftowych, jakimi są zasoby wydobywalne. Dodatkowo otrzymane zależności umożliwiają dokonanie probabilistycznej oceny niepewności zasobów. W artykule zaprezentowano ogólne procedury eksperymentu projektowanego oraz ich zastosowanie do analizy zasobów wydobywalnych na przykładzie jednego ze złóż krajowych.
EN
The concept and theoretical basis of experimental design methods applied to numerical simulation calculations are presented in the paper as tools to predict reservoir performance. The methods can be used to identify and quantitatively estimate fundamental dependencies of the production on significant reservoir and technical characteristics. As a result the methods combined with reservoir simulations provide an effective procedure to determine the quantity of producible reserves - the important yet difficult to estimate reservoir characteristics. In addition, the methods allow probabilistic assessments of the reserves. An example of the method application to estimate reserves of a realistic reservoir is included in the paper.
18
Content available remote Ocena dodatków stabilizujących minerały ilaste pod kątem zabiegów stymulacyjnych
75%
Czupski M. , Kasza P.
Prace Instytutu Nafty i Gazu
|
2008
|
tom nr 150 wydanie konferencyjne
931--936
PL
W zachodniej części Polski gaz wydobywany jest między innymi że złóż zlokalizowanych w utworach czerwonego spągowca. Jego właściwości zbiornikowe związane są z wykształceniem litologicznym i charakterem spoiwa, które może zawierać różne ilości minerałów ilastych (głównie kaolinitu, illitu, smektytu oraz chlorytu). Celem prowadzonych w INiG prac badawczych był dobór odpowiednich cieczy kwasujących do stymulacji odwiertów produkujących z tego typu formacji ze szczególnym uwzględnieniem dodatków stabilizujących minerały ilaste. Badania rozpoczęto od analizy mineralogicznej skał złożowych, określając przede wszystkim rodzaje i ilości zawartych w nich minerałów ilastych. Następnie wykonano testy komercyjnych środków inhibitujących iły, które obejmowały pomiary pęcznienia skał na aparacie Fann LSM 200 i testy kompatybilności z mieszaninami kwasów solnego i fluorowodorowego. Wyniki tych badań pozwoliły autorom wytypować najbardziej efektywne stabilizatory iłów, które użyto jako dodatki do cieczy kwasujących. Kolejnym etapem było wykonanie laboratoryjnych symulacji kwasowania w warunkach złożowych na aparaturze Acid Delivery System. Na podstawie tych testów wybrano najbardziej efektywną ciecz kwasującą i przygotowano technologię matrycowego kwasowania odwiertów zalegających w utworach czerwonego spągowca.
EN
Some gas fields produce gas from a Rotliegende sediments in western part of Poland. Rotliegende reservoir properties depend on lithological formation and cement nature, which contains various amounts of clay minerals (mainly kaolinite, illite, smectite and small addition of chlorite). The main purpose of this study was selection of the best acids mixture for matrix acidizing treatment with special care of proper choice of clay stabilizer. Use of this chemical agent should avoid permeability damage after stimulation treatment due to migrating and swelling clays. First mineralogical analysis and X-ray diffraction and analysis of clay minerals in reservoir rock samples were carried out. After that series of tests of different type of commercial clay control agents were performed. These tests contain: swelling rock measurements in the Fann LSM 200 apparatus and compatibility test with HCl : HF mixtures. The results of this study allowed authors to select some more effective clay stabilizers which were used as additives for acidizing fluids. These liquids were used in core flow tests in the reservoir temperature conditions. Based on this laboratory research the most effective acidizing fluids and clay control agents were chosen, and the matrix acidizing technology was prepared for commercial use in Polish oil and gas industry.
19
Content available remote Novyj metod podderzania plastovogo davlenia v gazokondensatnyh zalezah i ego effektivnost’
75%
Kartas N. K. , Povzik P. P. , Belonozko A. I.
Prace Instytutu Nafty i Gazu
|
2008
|
tom nr 150 wydanie konferencyjne
861--866
20
Diagnostika geneticeskogo profila poputnyh vod gazovyh mestorozdenij (na primere promyslovyh ob’ekotov severa Zapadnoj Sibiri)
75%
Abukova L. A. , Abramova O. P. , Varagova E. P.
Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
|
2016
|
tom nr 209 wyd. konferencyjne
137--141
RU
Активное внедрение пластовых вод, выпадение больших объемов конденсационных вод в пласте при разработке месторождений углеводородов (УВ) не только снижает эффективность добычи УВ, но и способствует геохимическому поражению пород коллекторов. Идея прогнозирования масштабов и времени обводнения нефтегазопромысловых объектов по изменению химического состава попутных вод не нова. На некоторых промыслах такой анализ проводится на постоянной основе, однако этот метод мониторинга эксплуатации месторождений УВ, несомненно, заслуживает более широкого внедрения в силу того, что он является весьма информативным, экономически выгодным и простым в исполнении. В данной работе анализируется результативность гидрохимических исследований при разработке месторождений УВ. Рассматриваются особенности диагностики вод различного генезиса в условиях низкоминерализованных пластовых вод. Предлагаются критерии определения доли конденсационных, технических и пластовых вод в составе попутных флюидов даже в условиях равенства минерализации вод различного генезиса. Рассматриваются вопросы взаимодействия конденсационных вод в минералообразующими компонентами коллекторов. На примере газовых месторождений Западной Сибири показаны возможности ранней диагностики притока пластовой воды, а также анализа качества ремонта эксплуатационных скважин.
EN
Active formation water intrusion and loss of large amounts of condensate water in reservoir not only reduces the hydrocarbons (HC) recovery efficiency but also contributes to reservoir rock’s geochemical defeat during HC development. Forecasting idea of scale and water encroachment time of oil-and-gas production facilities on the chemical composition change of formation water is not new. Such analysis is carried out on a constant basis on-site. However this monitoring method of HC field exploitation deserves a wider implementation inasmuch as it is very informative, cost-effective and easy to implement. In this article an efficiency of the hydro-chemical researches is analyzed during HC field’s exploration. The features of the different genesis waters diagnostic in conditions of low-mineralized formation waters are considered. The quantity criteria of condensate technical and formation waters in the formation fluid composition even in conditions of different genesis water mineralization are proposed. The questions of the condensate waters interaction with mineral-formation reservoir rock’s components are considered. As exemplified by the West Siberia gas fields the possibility of early diagnostic of the formation waters inflow are showed as well as the quality of well repair work analysis.
first rewind previous Strona / 3 next fast forward last
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.