Уникальность фёдоровского месторождения нефти(2018г)

История

Уникальность Фёдоровского месторождения нефти

19 ноября 1984 года решением исполнительного комитета Тюменского областного Совета народных депутатов образован рабочий поселок Федоровский.

Своим рождением поселок обязан уникальному месторождению нефти и газа, открытому в 1971 году и названному в честь главного геофизика Сургутской нефтеразведочной экспедиции – Виктора Петровича Федорова.

Федоров Виктор Петрович родился в городе Москве 7 апреля 1912 года, закончил Московский геологоразведочный институт имени Серго Орджоникидзе, участник двух войн: финской и Великой Отечественной войны 1941-1945 годов. Лауреат Государственной премии СССР.

С октября 1952 года работал главным инженером в Колпашевской геологоразведочной экспедиции, а в 1960 году получил назначение на должность главного геофизика в Сургутскую нефтеразведочную экспедицию, руководимую Салмановым Фарманом Курбаном-оглы.

Благодаря результатам исследований геофизиков было открыто немало месторождений нефти и газа в Среднем Приобье. После разведки глубоким бурением они одни из первых дали промышленные притоки нефти.

Сегодня именем Виктора Петровича Федорова названа улица в городе Сургуте, Федоровское месторождение, НГДУ «Федоровскнефть».

Внимание!

В 75 км к северу от Сургута геологоразведчики открыли новое богатейшее месторождение природного топлива. Нарекли нефтеносную площадь именем известного геофизика Виктора Федорова.

13 августа 1971 года из разведочной скважины №62-Р был получен мощный приток нефти. Прекрасными оказались, согласно анализу поднятого керна, коллекторские свойства пласта. И самое главное – геологическая структура, где возможно залегает нефть, была очень большой.

Стало ясно, что Федоровское месторождение является не просто гигантом, а супергигантом, по мировой классификации. По своим запасам оно является вторым в стране, уступая только Самотлору, а в мире – входит в первую десятку.

За более чем 30 лет эксплуатации из его недр добыто уже свыше полумиллиарда тонн нефти.

Но уникальность Федоровского месторождения заключается не столько в огромной площади и колоссальных запасах «черного золота».

особенность этой подземной кладовой – ее многопластовость. Это гигантский слоеный пирог, насчитывающий 23 залежи нефти.

Больше ни на одном месторождении Западной Сибири нет такого этажа нефтеносности.

31 марта 1973 года Федоровское месторождение введено в промышленную эксплуатацию. Из скважины №66 получены первые тонны нефти. Право открыть задвижку было предоставлено старейшему нефтянику, кавалеру орденов Ленина и Трудового Красного Знамени Е.К. Пименову.

28 апреля 1977 года был издан приказ Главтюменнефтегаза №45-к о создании одноименного месторождения нефтегазодобывающего управления «Федоровскнефть», которое возглавил Иван Иванович Шидловский, в 2012 году НГДУ «Федоровскнефть» отмечает 35-летие со дня образования.

Важно!

Сегодня – это одно из крупнейших предприятий не только в ООО «Сургутнефтегаз», но и в России. Из 8 миллиардов тонн нефти, добытых на территории Ханты-Мансийского автономного округа с начала эксплуатации месторождений, – свыше 500 000 000 тонн находится на счету управления «Федоровскнефть».

Поэт Виктор Козлов, который работал с В.П. Федоровым, написал о своем коллеге такие строки:

“Заросли березовым подростом

Профиля, которые на глаз

Он чертил на карте-пятиверстке,

А потом ходил по ней не раз:

По кипрейно-красным, кудреватым,

По сквозисто-стылым, продувным –

Под Сургутом, Покуром и Ватой –

И по многим профилям иным.

Верил он в Сибирь и как апостол

В свою веру обращал друзей…

… «Федоровский» называют просто

Жизнь его вторую средь людей.”

В марте 2014 года делегация Федоровского побывала в г. Тюмени на могиле Федорова, встречалась с его коллегами по работе.

Источник: http://xn--80aefaeuhgowaxp9a.xn--p1ai/city/history.php

Фёдоровское нефтяное месторождение

Фёдоровское нефтяное месторождение

Федоровское месторождение является одним из крупных мест добычи нефти и газа в России. Находится оно в Ханты-Мансийском Автономном округе поблизости города Сургут.

Открыто месторождение было в 1971 году, обнаружены залежи юрские, меловые и палеоген.

В некоторых пластах полезных ископаемых была обнаружена нефть с прослойками глины и алевролитов, песчаника и других горных пород.

Запасы Федоровского месторождения были оценены, после чего установлено, что в нем имеется огромнейшее количество залежей природных ресурсов. В данный момент добычу нефти осуществляет компания Супернефтегаз.

Для этого используется современное и высококачественное оборудование. Приблизительное количество нефти – 2 миллиарда тонн. Она залегает на различном уровне: на глубине от 1800 до 3100 метров. Нефть данного месторождения имеет отличные свойства и высокую плотность.

В разных пластах она имеет определенные характеристики:

  • пласт БС1 – нефть вязкая и тяжелая, сернистая и смолистая;
  • пласт БСю – нефть малосмолистая и легкая.

Общая площадь Федоровского месторождения составляет 1900 квадратных километров. По своим габаритам оно входит в десятку крупнейших месторождений мира. По степени освоения Федоровское месторождение является разрабатываемым и имеет огромнейшие перспективы.

За все время работы здесь было добыто свыше 500 миллионов тонн нефти. Пожалуй, наибольшие показатели были достигнуты в 1983 году, года было добыто 36 миллионов тонн. Как подсчитали эксперты, нефти этого месторождения должно хватить еще более, чем на сотню лет.

Продолжая говорить о перспективах добычи природных ресурсов, стоит подчеркнуть, что в Федоровском месторождении добывается лишь треть, не реализовывая потенциал полностью.

Дело в том, что добыча нефтепродуктов – это дорогостоящее занятие, требующее огромных инвестиций и дорогого оборудования. Та техника, которая действует сегодня, выкачивает определенное количество нефти, которой хватает и на экспорт, и на внутренние потребности региона.

К тому же процесс добычи ресурса является весьма затруднительным из-за геологических условий.

Добыча нефти в Федоровском месторождении значительно повлияла на экологию региона. Существует специальная группа, которая осуществляет надзор за состоянием окружающей среды.

Иногда здесь происходят аварии, ив такой ситуации действует команда быстрого реагирования для устранения последствий катастрофы.

С одной стороны месторождение обеспечивает экономическое развитие, а с другой представляет опасность, и только от людей зависит оптимальный баланс антропогенной деятельности и природы.

Источник: https://ecoportal.info/fyodorovskoe-neftyanoe-mestorozhdenie/

Федоровское

Федоровское

Название: Федоровское нефтегазовое месторождение

Расположение: Ханты-Мансийский автономный округ

Лицензия: ОАО «Сургутнефтегаз»

Запасы: Начальные извлекаемые запасы нефти на месторождении составляют 1,5 млрд тонн.

Особенности: У сложно построенной залежи АС4-8 Фёдоровского месторождения толщина пласта нефтесодержащих пород местами составляет 4-2 метра, сверху находится 50-метровая шапка газа, внизу — такой же толщины слой воды.

История освоения: 

Месторождение названы в честь лауреата государственной премии СССР Виктора Петровича Фёдорова, главного геофизика Сургутской нефтеразведочной экспедиции.

Только лишь по сейсмическим данным в середине 60-х он предсказал открытие Фёдоровского месторождения, которое впоследствии нарекли «младшей сестрой» Самотлора.

17 августа 1971г. — месторождение открыто разведочной скважиной №62, которая дала приток безводной нефти дебитом свыше 100 куб. м в сутки.

31 марта 1973г. — Фёдоровское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию. Первые тонны нефти получены из скважины №66.

25 октября 1974г. — проведена Почётная вахта в честь первого миллиона тонн нефти, добытого на месторождении.

30 марта 1977г. — приказом «Главтюменнефтегаза» создано нефтегазодобывающее управление «Фёдоровскнефть».

Совет!

Май 1978г. — введена в эксплуатацию первая на Фёдоровском месторождении оснащенная двумя ступенями сепарации дожимная насосная станция (ДНС-2) производительностью 20 тыс. т в сутки.

1 июня 1978г. — создан цех по добыче нефти и газа № 1 (ЦДНГ-1).

1980-1981гг. — проводится интенсивное обустройство месторождения под газлифт, оснащение скважин подземным газлифтным оборудованием.

Январь 1982г. — запущена в эксплуатацию первая газлифтная компрессорная станция КС-41, началась газлифтная эксплуатация скважин.

1983г. — достигнут максимальный уровень добычи нефти на Фёдоровском месторождении — свыше 35 млн. тонн.

Февраль 1985г. — на месторождении добыта 250-миллионная тонна нефти. В том же году на территории ЦДНГ-2 создан опытно-промышленный участок по эксплуатации пласта АС4-8.

1988г. — начался перевод скважин на механизированную добычу нефти.

В начале 90-х начались экспериментальные работы по горизонтальному бурению.

Декабрь 1994г. — на Фёдоровском месторождении освоена промышленная эксплуатация пласта АС4-8 горизонтальными скважинами.

За абсолютным максимумом в 1983г. снижение добычи продолжалось до 1996-го. Однако ситуацию удалось переломить благодаря вводу в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов, которые при нынешнем уровне техники, технологии и экономических условиях разрабатывать стало рентабельно.

2004г. — добыта 500-миллионная тонна нефти с начала эксплуатации.

В 2012г. на Фёдоровском месторождении добыто свыше 8 млн. 275 тыс. тонн нефти. Более 30% этого объема обеспечивается за счет эксплуатации горизонтальных скважин. В соответствии с технологической схемой разработки такой режим эксплуатации месторождения можно будет поддерживать довольно долго.

Текущий статус: Ведется разработка

Технологии:  Для разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами используются зарезка боковых стволов, горизонтальное бурение, гидравлический разрыв пласта.

Источник: http://neftianka.ru/fedorovskoe/

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Федоровское месторождение, открытое в 1971 г., находится в пределах юго-восточной части крупного Чернореченского куполовидного поднятия, приуроченного к центральной части Сургутского свода. Некоторые из этих поднятий осложнены куполами. В пределах Мохового поднятия имеются три купола.  [1]

Эффективность программы повышения нефтеотдачи.  [2]

Федоровское месторождение представляет собой уникальный полигон, на котором впервые в отечественной нефтяной промышленности прошли промышленную апробацию и получили широкое распространение многие новые технологии и методы, позволяющие существенно интенсифицировать работу отдельных скважин, осуществить рациональные режимы воздействия на продуктивные пласты и залежи, продлить жизнь месторождения и повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения.  [3]

Федоровское месторождение в этом отношении, пожалуй, не имеет аналогов в отечественной нефтедобыче.

Последовательное осуществление проектов горизонтального бурения, ГРП, физико-химических методов обработки призабойной зоны, а также использование мероприятий по выравниванию профиля приемистости и фронта вытеснения с целью увеличения нефтеотдачи представляют собой мощный арсенал средств, обеспечивающих рентабельную доразработку месторождения. На основе проведенных мероприятий и исследований удалось существенно скорректировать систему методов воздействия на продуктивные пласты и обеспечить продолжительный период устойчивой добычи, сменяющийся пологой траекторией ее снижения, что резко контрастирует с пико-образной динамикой добычи на многих крупнейших месторождениях России.  [4]

Внимание!

Федоровское месторождение расположено в пределах Сургутского свода, к юго-восточной части Чернореченского куполовидного поднятия.

Разрез месторождения представлен породами складчатого палеозойского фундамента, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Структура представляет собой бра-хиантиклинальную складку субмеридионального простирания.

В разрезе месторождения выделены продуктивные пласты AG4, ACs – e, БСь БСю, сложенные песчано-алевритовыми породами. В пластах АС4, ACs – e зафиксированы газовые залежи с небольшими нефтяными оторочками, в пластах БСЬ БСю – нефтяные залежи.  [5]

Федоровского месторождения горизонтальными скважинами, закончен проект строительства скважин. Оригинальность данного проекта в том, что горизонтальные скважины имеют пространственный тип профиля.  [6]

СкважиныФедоровского месторождения проектируются и проводятся по большому радиусу искривления: 382 м – 71 м ( интенсивность искривления от 1 5 град.  [7]

НаФедоровском месторождении была реализована описанная в данной работе последовательность применения различных направлений повышения степени извлечения нефти из пласта – использование МУНов и постепенный переход к новой технологии разработки, основанной на широком использовании горизонтальных скважин.  [8]

В пределахФедоровского месторождения сейсморазведоч-ными работами выявлены следующие структуры III порядка: Федоровская, Моховая, Вершинная, Яун-Лорская, Варенская, Той-Лорская, Северо-Сургутский купол. Наиболее разведанной является Моховая площадь.  [9]

В разработку введеноФедоровское месторождение.  [10]

Важно!

Основной продуктивный горизонтФедоровского месторождения ( пласт БС10 11) имеет неоднородное строение и сильно расчленен.  [11]

Зависимость критерия ран гов R и пластового давления рая. от.  [12]

Так, поФедоровскому месторождению в течение второго и третьего годов разработки наблюдалось уменьшение R, что говорит о режиме растворенного газа.  [13]

Так, наФедоровском месторождении применение МУНов осуществлялось параллельно с изменением технологии разработки месторождения в целом. Изначально здесь была применена газ-лифтная система разработки.

Но данная система хороша тогда, когда имеются значительные запасы нефти.

На более поздней стадии разработки гораздо лучше применять электроцентробежные насосы ( ЭЦН), так как они лучше подстраиваются в условиям конкретной скважины.  [14]

По предварительным данным, Федоровское месторождение является одним из крупных, открытых на территории Сургутского района. В 1973 году оно введено в промышленную разработку, и Главтюменгеология в настоящее время продолжает вести его интенсивную разведку.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Источник: http://www.ngpedia.ru/id144144p1.html

Электронный научный журнал Международный студенческий научный вестник ISSN 2409-529X ИФ РИНЦ = 0,336

1Юрасев А.Э. 1 Романова М.Ю.

11 ФГБОУ ВО “Тюменский индустриальный университет”Контроль за изменением текущей нефтенасыщенности объекта АС4-8 осуществляется следующими методами: углерод-кислородный каротаж в наблюдательных и эксплуатационных скважинах, в которых исследуемый пласт не перфорирован; данные электрометрии открытого ствола скважин, пробуренных на поздней стадии разработки (транзитные скважины); электрический каротаж в металлической колонне (наноэлектрический каротаж). По результатам исследований добывающих и нагнетательных скважин определялись параметры выработки пластов: коэффициент вторичного вскрытия, коэффициент работающей толщины, коэффициент охвата толщины пласта процессом вытеснения, коэффициент заводненной толщины, коэффициент вытеснения по данным геофизических исследований. По результатам промыслово-геофизических исследований добывающих, нагнетательных, наблюдательных и транзитных скважин построена карта текущих нефтенасыщенных толщин объекта АС4-8. Подвижные запасы нефти сосредоточены преимущественно в кровельных интервалах объекта АС4-8. Отмечается существенная дифференциация текущих запасов нефти по площади объекта.геофизические исследования1. Аржиловский А.В., Гусева Д.Н. Сравнение методов анализ выработки остаточных запасов // Нефтепромысловое дело. — 2016. — № 10. — С. 14-19.2. Балин В.П., Мохова Н.А., Синцов И.А., Остапчук Д.А. Учет расчлененности пласта в расчетах коэффициента охвата воздействием // Нефтепромысловое дело. — 2016. — № 1. — С. 14-20.3. Вафин Р.В., Вафин Т.Р., Щекатурова И.Ш. Об опыте разработки совметно-разноименных пластов с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации // Нефтепромысловое дело. — 2014. — № 8. — С. 5-11.4. Синцов И.А., Остапчук Д.А. Диагностика причин обводнения горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2014. — № 5. — С. 30-33.5. Федорова К.В., Кривова Н.Р, Колесник С.В., Решетникова Д.С. Анализ состояния выработки запасов нефти из пластов покурской свиты // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2014. — № 11. — С. 54-58.

Промыслово-геофизические исследования по контролю за выработкой запасов нефти объекта АС4-8 проведены в 345 добывающих, 796 нагнетательных, 73 наблюдательных и 518 транзитных скважинах.

Промыслово-геофизические исследования проводятся целью [1-5]:

  • определения интервалов притоков пластового флюида и поглощения нагнетаемой воды;
  • выявления источника обводнения;
  • определения коэффициентов текущей нефтенасыщенности и вытеснения;
  • изучения технического состояния эксплуатационной колонны и затрубного пространства;
  • уточнения интервалов перфорации.

Контроль за текущей нефтенасыщенностью пластов осуществляется методом углерод-кислородного каротажа (С/О).

В трех скважинах, оборудованных стеклопластиковой колонной, проводятся исследования методом высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ).

Исследования проводятся в эксплуатационных и наблюдательных скважинах, в которых контролируемые пласты не перфорированы.

Контроль за изменением газонасыщенности в газовой шапке осуществляется методом нейтронного каротажа (НК). Исследования проводятся в эксплуатационных скважинах нижележащих пластов, в которых исследуемый пласт не перфорирован.

По результатам исследований добывающих и нагнетательных скважин определялись параметры выработки пластов:

  • коэффициент вторичного вскрытия – отношение эффективной перфорированной толщины к общей эффективной толщине пласта;
  • коэффициент работающей толщины – отношение работающей толщины к эффективной перфорированной толщине пласта (определяется методами термометрии и расходометрии);
  • коэффициент охвата толщины пласта процессом вытеснения – отношение работающей толщины ко всей эффективной толщине пласта;
  • коэффициент заводненной толщины – отношение заводненной толщины к общей эффективной толщине пласта (определяется методами на приток и состав флюида: термометрия, расходометрия, влагометрия, резистивиметрия, гамма-каротаж (радиогеохимический эффект));
  • коэффициент вытеснения по данным ГИС – отношение разницы между начальной и текущей нефтенасыщенностью к коэффициенту начальной нефтенасыщенности (определяется по электрометрии скважин, пробуренных на поздней стадии разработки, или по данным С/О каротажа и ВИКИЗ наблюдательных скважин).

Начальная эффективная нефтенасыщенная толщина объекта АС4-8 в исследованных добывающих скважинах изменяется в диапазоне от 0.6 до 13.3 м и в среднем составляет 6.8 м.

В разрезе объекта присутствуют газ, нефть и вода, что отражается на степени вторичного вскрытия. В половине исследованных скважин непроницаемый раздел на уровне ГНК или ВНК отсутствует.

Контроль за изменением текущей нефтенасыщенности объекта АС4-8 осуществляется следующими методами: углерод-кислородный каротаж в наблюдательных и эксплуатационных скважинах, в которых исследуемый пласт не перфорирован; ВИКИЗ в скважинах, оборудованных стеклопластиковой колонной; данные электрометрии открытого ствола скважин, пробуренных на поздней стадии разработки (транзитные скважины); электрический каротаж в металлической колонне (наноэлектрический каротаж НЭК).

Совет!

Исследования методом углерод-кислородного каротажа проведены в 73 скважинах. В 20 скважинах по ряду геолого-технологических причин интерпретация проведена только на качественном уровне. Коэффициенты текущей нефтенасыщенности и вытеснения определены в 53 скважинах.

По результатам проведенных исследований установлен различный характер вытеснения запасов нефти по площади и разрезу объекта: отмечаются интервалы опережающего кровельного, подошвенного вытеснения, зоны равномерной выработки, участки с полностью выработанными подвижными запасами.

В целом отмечается более интенсивное вытеснение нефти из интервалов подошвы объекта АС4-8.

Текущий коэффициент нефтенасыщенности в среднем составляет 0.37. Коэффициент вытеснения – 0.30.

В трех скважинах, оборудованных стеклопластиковой колонной, ежегодно проводятся исследования по определению текущей нефтегазонасыщенности методом ВИКИЗ.

Преимуществом метода является возможность количественной оценки вытеснения не только по нефтенасыщенной, но и по газонасыщенной части пласта.

В совокупности с нейтронным методом возможна достоверная оценка интервалов внедрения нефти в газовую шапку пласта, выявление интервалов прорыва закачиваемой воды.

Недостатком является недостоверность результатов в случае существенного изменения минерализации воды (прорыв пресной закачиваемой воды).

Внимание!

По результатам исследований установлено, что в подошве и середине нефтенасыщенной части объекта произошло полное вытеснение нефти водой. Удельное электрическое сопротивление (УЭС) в этих интервалах в среднем составляет 2.6 Ом•м (критерий получения промышленного притока нефти – 4.3 Ом•м).

Нефтенасыщенная толщина в среднем уменьшилась на 8.1 м (начальная нефтенасыщенная толщина — 9.4 м). В газонасыщенной части объекта 7.5 м замещено нефтью с водой.

Текущий уровень ВНК изменяется в диапазоне 1807-1813 м и в среднем составляет 1809.3 м.

Текущий коэффициент нефтенасыщенности в нефтенасыщенной части объекта в среднем составляет 0.31, коэффициент вытеснения – 0.44.

Для определения коэффициента текущей нефтенасыщенности использовались данные электрометрии 518 транзитных скважин, пробуренных на нижележащие объекты в период с 2011 по 2013 год.

Текущая нефтенасыщенная толщина в чистонефтяной и водонефтяной зоне в среднем составляет 5.1 м. Коэффициент нефтенасыщенности – 0.39.

С учетом полностью промытых интервалов (к ним относятся водонасыщенные пропластки, расположенные выше принятого для объекта АС4-8 начального уровня ВНК) коэффициент текущей нефтенасыщенности равен 0.36.

В связи с недостаточным объемом временных исследований нейтронным методом оценка коэффициента нефтенасыщенности в газонефтяной зоне транзитных скважин проведена по всей эффективной нефтегазонасыщенной толщине без разделения нефтенасыщенной толщины от газонасыщенной.

Текущая нефтегазонасыщенная толщина в газонефтяной зоне в среднем составляет 14.5 м. Коэффициент нефтегазонасыщенности – 0.46. С учетом полностью промытых интервалов коэффициент нефтегазонасыщенности равен 0.44.

Важно!

В некоторых скважинах часть пропластков была исключена из расчетов средних показателей в связи с неоднозначностью оценки коэффициента нефтегазонасыщенности, преимущественно обусловленной прорывом пресной закачиваемой воды, а также рядом геологических факторов (влияние плотных прослоев, малая толщина пропластков и другие).

В скважине №7072 проведены исследования по определению коэффициента текущей нефтегазонасыщенности методом НЭК.

По данным электрического каротажа в металлической колонне произошло полное вытеснение нефти по всей эффективной толщине.

Промыслово-геофизические исследования по определению профиля приемистости проведены в 794 нагнетательных скважинах, включая пять законтурных.

Перфорацией вскрыто 83 % эффективной нефтенасыщенной толщины объекта. Коэффициент работающей толщины – 1.13. Коэффициент охвата поглощением в среднем равен 0.93.

В 269 нагнетательных скважинах, в том числе пяти законтурных, проведена перфорация водонасыщенных интервалов объекта. Перфорированная водонасыщенная толщина в этих скважинах в среднем составляет 3.2 м.

По данным механической расходометрии этих скважин за контур нефтеносности в среднем поступает 70 % закачиваемой воды. В целом по объекту объем воды, поступающий за контур нефтеносности вследствие перфорации водонасыщенной части, составляет 25 %.

В 192 нагнетательных скважинах отмечаются перетоки закачиваемой воды в неперфорированную водонасыщенную часть, что обусловлено отсутствием надежных непроницаемых разделов на уровне ВНК.

Совет!

Работающая толщина по нефтенасыщенной части в среднем составляет 5.8 м. С учетом перетоков в контактные водонасыщенные интервалы работающая толщина в целом по водонефтенасыщенной части составляет 7.6 м.

В 339 нагнетательных скважинах проведена перфорация первоначально газонасыщенной толщины объекта. В 255 скважинах (32 % исследованного фонда) отмечаются перетоки закачиваемой воды в газонасыщенную часть.

В целом по первоначально газонасыщенной части коэффициент вторичного вскрытия равен 0.15.

Практически монолитное строение газонасыщенной части объекта обуславливает большое количество перетоков в контактные газонасыщенные интервалы и высокий коэффициент работающей толщины, равный 3.49.

В поглощении закачиваемой воды принимает участие 52 % эффективной первоначально газонасыщенной толщины объекта.

По результатам промыслово-геофизических исследований добывающих, нагнетательных, наблюдательных и транзитных скважин построена карта текущих нефтенасыщенных толщин объекта АС4-8 (рисунок 1).

Подвижные запасы нефти сосредоточены преимущественно в кровельных интервалах объекта АС4-8. Отмечается существенная дифференциация текущих запасов нефти по площади объекта

Рисунок 1 – Карта текущих нефтенасыщенных толщин объекта АС4-8

Контроль за изменением газонасыщенности в газовой шапке объекта АС4-8 осуществляется методом нейтронного каротажа. Исследования проводятся в эксплуатационных скважинах нижележащих пластов, в которых объект АС4-8 не перфорирован.

В целом по объекту АС4-8 исследования по контролю за изменением газонасыщенности и газоперетоками проведены в 3860 скважинах.

По результатам исследований установлено, что первоначально газонасыщенная часть объекта АС4-8 имеет следующее насыщение: газ, газ+ жидкость (нефть или вода) и жидкость. Изменение в газонасыщенной части пласта произошло в 3621 скважинах (94 % исследованного фонда).

Внимание!

Полное замещение газонасыщенной толщины пласта жидкостью отмечено в 222 скважинах, частичное – в 3399 скважинах. В 239 скважинах газонасыщенная толщина объекта не изменилась.

Суммарная газонасыщенная толщина, замещенная жидкостью в исследованных скважинах – 23395.2 метра, что составляет 58 % от общей газонасыщенной толщины в исследованных скважинах.

Замещение газонасыщенной толщины преимущественно обусловлено прорывом нагнетаемой воды.

Так как исследования нейтронным каротажом проводятся в неперфорированных интервалах, единственным признаком прорыва нагнетаемой воды является наличие радиогеохимического эффекта, сопровождаемое замещением газа по нейтронному методу, и в редких случаях – охлаждением по термометрии.

Замещение газонасыщенной толщины вследствие прорыва нагнетаемой воды выявлено в 2476 скважинах (64.1 % исследованного фонда скважин).

Наибольшее количество скважин с прорывом нагнетаемой воды по газонасыщенной части объекта выявлено на Восточно-Моховой (север) и Моховой площадях, наименьшее – на Северо-Сургутской площади.

Замещение газонасыщенной толщины вследствие стягивания газожидкостного контакта (ГЖК) выявлено в 856 скважинах (22.2 % исследованного фонда). На Северо-Сургутской площади стягивание ГЖК – основной источник замещения газонасыщенной толщины.

Существенное влияние на замещение газонасыщенной толщины оказывает подключение к работе неперфорированных газонасыщенных интервалов вследствие перетока.

Всего выявлено 654 скважины с перетоками в газонасыщенные интервалы.

Наибольшее влияние на замещение газонасыщенной толщины оказывают перетоки закачиваемой воды в нагнетательных скважинах (перетоки в газонасыщенную часть выявлены в 32 % исследованных нагнетательных скважин).

Важно!

В интервалах, где выявлено замещение газонасыщенной толщины, проводится ее дострел.

Также в рамках организованной системы барьерного заводнения осуществляется закачка в газонасыщенную толщину в нагнетательных скважинах.

Всего перфорация газонасыщенной толщины проведена в 831 исследованной скважине.

Для скважин, в которые замещение газонасыщенной толщины связано со стягиванием контура нефтеносности, характерен низкий и относительно постоянный (в пределах площади) уровень ГЖК: в среднем по объекту – 1799.9 м (по площадям изменяется от 1797.7 м до 1804.0 м).

В скважинах, где замещение газонасыщенной толщины обусловлено прорывом закачиваемой воды, перетоками или перфорацией текущий уровень ГЖК изменяется в более широком диапазоне и расположен на глубине 1791.2-1793.0 м (по площадям изменяется от 1790.0 м до 1800.0 м).

В целом по объекту текущий уровень ГЖК находится на отметке 1796.3 м.

По данным метода ВИКИЗ наблюдательных скважин в скважине №3539К текущий коэффициент нефтегазонасыщенности по первоначально газонасыщенной части объекта в среднем равен 0.44, коэффициент вытеснения – 0.

41, отмечаются интервалы полного вытеснения газа водой. В скважине №3540К коэффициент нефте-газонасыщенности равен 0.43, коэффициент вытеснения – 0.19.

В скважине №3541К замещения газа практически не произошло, коэффициент нефтегазонасыщенности в среднем составляет 0.52.

Совет!

По данным электрометрии транзитных скважин максимальный коэффициент нефтегазонасыщенности в газовой шапке объекта на Восточно-Моховой (юг) площади – 0.57, минимальный на Моховой площади – 0.40.

Текущая газонасыщенная толщина в среднем по объекту составляет 4.4 м. Максимальное замещение произошло на Федоровской и Моховой площадях.

Библиографическая ссылка

Юрасев А.Э., Романова М.Ю. АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ ПЛАСТА АС4-8 ФЕДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Международный студенческий научный вестник. – 2017. – № 1.;
URL: https://eduherald.ru/ru/article/view?id=16813 (дата обращения: 20.12.2017).

Источник: https://eduherald.ru/ru/article/view?id=16813

Трубы для нефтепромысловых коммуникаций

1. Федоровское газонефтяное месторождение

месторождение нефть газовый добыча

Федоровское газонефтяное месторождение (рис.1) находится на правом берегу р. Оби, в 35-45км от нефтепроводов Нижневартовск-Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск.

В геоморфологическом отношении район представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к широтному течению р. Оби.

Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.

Основная водная артерия района – р. Обь. Ширина реки колеблется от 850м до 4300м, глубина 8-18м. Дорожная сеть в районе из-за сильной заболоченности местности развита слабо. Железная дорога связывает г. Сургут с г. Тюменью, Нижневартовском и Уренгоем.

Грунтовые воды встречаются на глубине от 4м до 15м. Толщина торфяного слоя доходит до 5м.

Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных пород деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и протоков.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым, непродолжительным летом и короткой весной и осенью. Характерной особенностью района является резкое колебание температуры в течении года, месяца и даже суток.

По данным многолетних наблюдений среднегодовая температура низкая и колеблется от -3.2°С до -2.6°С. Наиболее высокая температура летом достигает +30°С, зимой температура падает до -50°С. Количество осадков достигает 400мм в год.

Максимальное их количество приходится на май-август.

Внимание!

Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Грунт промерзает до 1.5м, на болотах- до 0.20м.

Район относится к слабонаселенным. Населенные пункты расположены по берегам р. Оби и число их незначительно. В непосредственной близости от месторождения находится г.

Сургут, в котором сосредоточенны основные промышленные предприятия – нефтеперерабатывающий завод, ГРЭС-1, ГРЭС-2, нефтедобывающие управления, в том числе НГДУ «Федоровскнефть», занимающиеся разработкой крупнейшего Федоровского месторождения, производственное объединение Сургутнефтегаз.

Крупнейшая в Западной Сибири ГРЭС работает на базе утилизации попутно-добываемого газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района.

В г. Сургуте имеется большой аэропорт и речной порт. Сургут является станцией на железной дороге Тюмень-Уренгой.

С 1974 года на месторождении производится закачка воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления, для чего используются воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, а также сточные и пресные воды.

В Сургутском районе и непосредственно на территории месторождения имеются огромные запасы торфа, гравия, песка, песчано-гравийной смеси, керамзитовых и кирпичных глин и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

Рисунок.1

. История освоения месторождения

Федоровское газонефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 30-35км к северо-западу от г. Сургута. Федоровское месторождение вступило в промышленную разработку 1973 году, разбуривание начато в 1972 году.

Важно!

Разбуривание месторождения было начато согласно первичному документу «Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения», выполненного институтом Гипротюменнефтегаз и утвержденного в 1972 году ЦКР Миннефтепрома (протокол №360) для пластов БС1и БС10.

Проектные документы на разработку месторождения составлялись по мере прироста и утверждения запасов нефти.

Последним документом, согласно которому в настоящее время разрабатывается месторождение, является «Технологическая схема разработки Федоровского месторождения», составленная СибНИИНП в 1994 году и утвержденная ЦКР МТЭ протоколом № 1827 от 13.04.95г.

По мере эксплуатационного разбуривания месторождения уточнялось геологическое строение пластов.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1983г и составил 35млн.т при темпе отбора 5.0% от начальных и 6.4% от текущих извлекаемых запасов нефти.

Источник: http://diplomba.ru/work/133314

Схема добычи нефти федоровское месторождение

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и. Неработающий нагнетательный фонд на 1. Необходимо применять электропрогрев и теплоизоляцию.

Уникальность Фёдоровского месторождения нефти

Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд. Справочник химика 21 Химия и химическая технология Статьи Рисунки Таблицы О сайте Реклама. Нефти отличаются в зависимости от пласта.

Нефть пласта БС1 — вязкая, тяжелая, смолистая, сернистая класс II. Нефть пласта БСю — легкая, малосмолистая. Все нефти парафиновые вид П2.

Наоборот, насыщение нефтью нефтяных оторочек нельзя признать высоким. Ниже излагается разработанная для гидродинамических расчетов теоретическая схемакоторая была применена при определении показателей процесса в неоднородном пласте.

Для иллюстрации ниже излагается расчет показателей для одного из участков Федоровского месторождения. Горизонт сложен мелкозернистыми песчаниками с каолинитовым цементом.

Молекулярно-массовое распределение нормальных кислот и н- алканов нефтей Федоровского месторождения, пласт БС скв.

Пластовая температура и состав вод в пределах залежи изменяют-сг. Поскольку размеры микроорганизмов 0, мкм соизмеримы с размерами пор коллектора, очевидно, что наилучшие условия для развития микроорганизмов существуют в той части пласта, где размеры пор намного превышают размеры бактерий.

И наоборот, на участках залежи с плохими коллекторскими свойствами бактерии находятся в стесненном положении, и поэтому процесс идет медленно.

Совет!

Возможно, именно этим обстоятельством объясняется наличие в пределах Схема добычи нефти федоровское месторождение АС Федоровского месторождения нефтей типа и А.

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 н- алканов нефтей.

Дополнительным тому подтверждением служит обнаруженное нами значительное обогащение кислот изотопом С см.

Месторождение приурочено к антиклинальной складкеосложненной рядом поднятий с юга на север Схема добычи нефти федоровское месторождение, Федоровским, Оленьим, Моховым северо-восточная часть месторождения.

Некоторые из этих поднятий осложнены куполами. В пределах Мохового поднятия имеются три купола.

Труды Тюменского индустриального институт та Нефтепереработка и нефтехимия, Тюмень, Кривые титрования смеси смолистых всщсств пз нефти Федоровского месторождения с модельпыми соединениями.

Известно, что увеличение числа ступеней сепарации позволяет увеличить выход объема товарной нефти. Это происходит в основном за счет сохранения в ней пропан-бутановой фракции.

Внимание!

Так для Федоровского месторождения при четырехступенчатой сепарации из каждой тонны пластовой нефти с газом уходит 24,5 кг ценных углеводородов см. И если нефтяной газ сжигается, то эти углеводороды безвозмездно теряются.

С этой целью из нефти Федоровского месторождения скв. По законам термодинамики с ужесточением условий происходит смещение максимума Схема добычи нефти федоровское месторождение хроматограмме в низкомолекулярную область.

В то же время в углях число ПМЦ значительно растет с увеличением степени их катагенеза. Поэтому заманчиво попытаться использовать число ПМЦ асфальтенов в качестве палеотермометра. Такие попытки в литературе неоднократно предпринимались.

Автор исследовал методом ЭПР асфальтены и смолы нефтей месторождений Западной Сибири. Оказалось, что концентрация ПМЦ в асфальтенах нефтей всегда в 2—5, а иногда даже в 10 раз выше, чем в асфальтенах из экстрактов одновозрастных отложений.

При изучении нефтяных асфальтенов было отмечено, что в пределах залежи концентрация ПМЦ гораздо более постоянна, чем содержание самих асфальтенов. При этом по разрезу Федоровского месторождения при разнице в глубинах в м нет закономерного увеличения концентрации ПМЦ в асфальтенах.

В то же время в образцах асфальтенов, подвергнутых нагреву в лабораторных условияхчисло ПМЦ закономерно возрастает.

Была поставлена задача на основании литературных и своих экспериментальных данных проследить возможности С ЯМР для анализа такого сложного объектакаким является нефть, выбрать оптимальные условия Схема добычи нефти федоровское месторождение спектров таких систем и лучшую аналитическую методику проведения структурно-группового анализа.

Типичный спектр С ЯМР рис. Однако следует отметить, что в изменении калсдого параметра имеются свои особенности.

Важно!

Для западного купола Федоровской площади характерна значительная разница между пластовыми давлениями и давлениями насыщения 85,5—,1 ат.

Резко снижается величина разностей давлений до 3,5 ат в районе восточного купола Федоровской структуры и несколько выще значения в пределах Восточно-Мохового поднятия 24,7 ат. Так, на западном куполе скв.

Противоположные тенденции в пределах рассматриваемых участков сохраняются в соотношениях между Схема добычи нефти федоровское месторождение нефти и плотностью попутного газаа также коэффициента сухости газа. Однако для Федоровского месторождения характерна более высокая доля углеводородных соединенийчем для Савуйской площади. В последнем случае заметно ниже содержание ароматических углеводородов.

Проектом реконстркции предусмотрена замена трех электроприводов компрессоров французского производства фирма Крезо Луар на отечественные газовые турбины пермского производства мощностью 12 МВт каждая. Пространственно-временная связь аварий на скважинах и порывов трубопроводов с ДАЗ, отдешифрированных по материалам аэрокосмических снимков на примере Федоровского месторождения.

Навигация Персональные инструменты Вы не представились системе Схема добычи нефти федоровское месторождение Вклад Создать учётную запись Войти.

На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

На практике не всегда удаётся подобрать насос с характеристикой, точно отвечающей характеристике скважины. Все это указывает на независимость происхождения нормальных кислот и н- алканов нефтей. В году добыто тыс.

Схема добычи нефти федоровское месторождение

Учебный фильм Добыча нефти

Источник: http://www.pokupaiclub.ru/priklyucheniya/shema-dobichi-nefti-fedorovskoe-mestorozhdenie.php

ПОИСК

    Федоровское месторождение. Нефти отличаются в зависимости от пласта. Нефть пласта БС1 — вязкая, тяжелая, смолистая, сернистая (класс II). Нефть пласта БСю — легкая, малосмолистая. Все нефти парафиновые (вид П2).

[c.

244]

    Отличительной особенностью нефтегазоконденсатных залежей пластов АС4-9 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. Наоборот, насыщение нефтью нефтяных оторочек нельзя признать высоким. [c.

180]

    Для иллюстрации возможности применения предлагаемого способа разработана методика оценки процесса смещения оторочки, которая применена для расчета технологических показателей на одном из участков Федоровского месторождения. Расчеты показали, что при реализации указанного способа на опытном участке нефтеотдача составит 70 % от запасов в оторочке и 53 % от суммарных запасов жидких углеводородов во всем объеме продуктивного пласта. [c.

181]

    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. [c.

179]

    Для осуществления опытно-промыщленных работ на Федоровском месторождении была составлена схема с расчетом техноло ГИИ процесса на одном из участков.

Ниже излагается разработанная для гидродинамических расчетов теоретическая схема, которая была применена при определении показателей процесса в неоднородном пласте.

Моделирование процесса смещения нефтяной оторочки в слоистом одномерном пласте с набором п изолированных друг от друга пропластков различной проницаемости, в поршневой схеме, представляется системой уравнений  [c.

187]

Совет!

    Такие исследования были выполнены авторами на моделях слоистых пластов с нулевой и совершенной связностью, а также на модели с прерывистой слоистостью. Для иллюстрации ниже излагается расчет показателей для одного из участков Федоровского месторождения. [c.

191]

    Реагент ИПС-1 к (кубовые остатки производства бутиловых спиртов, РПС-67) применяли на Мамонтовском и Федоровском месторождениях, ИПС-2 — на Южно-Сургутском, Правдинском, Самотлорском месторождениях. [c.

197]

    В работе [29] приводится пример повышения производительности СКВ. 64, вскрывшей продуктивный горизонт АС Федоровского месторождения на пресном буровом растворе.

Горизонт сложен мелкозернистыми песчаниками с каолинитовым цементом. Коэффициент продуктивности СКВ. 64 после вскрытия оказался равным 0,4 м /(сут-МПа). [c.

100]

    Результаты &#x4

Источник: http://chem21.info/info/1528814/

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.