Федоровское месторождение

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]

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 разгазирования нефти Федоровского месторождения [c.54]

Рис. 3. Молекулярно-массовое распределение нормальных кислот и н-алканов нефтей Федоровского месторождения, пласт БС скв. 129.

Пластовая температура и состав вод в пределах залежи изменяют-сг. мало, в то же время коллекторские свойства пласта часто в различных участках залежи крайне неодинаковы. Поскольку размеры микроорганизмов (0,2-2 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. Возможно, именно этим обстоятельством объясняется наличие в пределах пластов АС Федоровского месторождения нефтей типа и А . [c.19]

Анализ распределения нормальных кислот и н-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 н-алканов нефтей. Дополнительным тому подтверждением служит обнаруженное нами значительное обогащение кислот изотопом С (см. табл. 15). [c.83]

Федоровское месторождение, открытое в 1971 г., находится в пределах юго-восточной части крупного Чернореченского куполовидного поднятия, приуроченного к центральной части Сургутского свода. Месторождение приурочено к антиклинальной складке, осложненной рядом поднятий (с юга на север) Северо-Сургутским, Федоровским, Оленьим, Моховым (северо-восточная часть месторождения). Некоторые из этих поднятий осложнены куполами. В пределах Мохового поднятия имеются три купола. [c.543]

Аксенова 3. И. и др. Нефть Федоровского месторождения. Труды Тюменского индустриального институт та Нефтепереработка и нефтехимия, Тюмень, 1973. [c.65]

Федоровского месторождения (тип аварий - скручивание, сдвиг) и аварий на продуктопроводах Самотлорского месторождения во времени [c.325]

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. [c.180]

Савуйское месторождение представляет собой антиклинальную -складку северо-западного простирания, входящую в площадь Федоровского месторождения в северной его части, но имеющую самостоятельную залежь в горизонте БСю валанжинского яруса нижнего мела на глубинах 2300—2360 м. [c.545]

Рис. 57. 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. Тем не М0нее даже при многоступенчатой сепарации в газовую фазу переходит значительное количество углеводородов Сз+в. Так для Федоровского месторождения при четырехступенчатой сепарации из каждой тонны пластовой нефти с газом уходит 24,5 кг ценных углеводородов (см. табл. 13). И если нефтяной газ сжигается, то эти углеводороды безвозмездно теряются. [c.54]

Для проверки этого предположения нами были выполнены специальные эксперименты. С этой целью из нефти Федоровского месторождения (скв. 123, глубина 1872-1876 м, пласт АС ), не содержащей н-алка-нов, были удалены смолы и асфальтены, а оставшиеся УВ подверглись нагреву при разной температуре. Опыты показали, что в ходе нагрева закономерного изменения отношения п/ф не наблюдалось. По законам термодинамики с ужесточением условий происходит смещение максимума на хроматограмме в низкомолекулярную область. При самых жестких режимах (температура свыше 450 °С) фитан и пристан полностью разрушаются с образованием газа и легких бензиновых УВ. Следовательно, разница в термической устойчивости фитана и пристана, а также их новобразование из высокомолекулярных УВ также не приводят к существенному изменению величины п/ф. [c.14]

Рис.З. Пространственно-временная связь аварий на скважинах и порывов трубопроводов с ДАЗ, отдешифрированных по материалам аэрокосмических снимков (на примере Федоровского месторождения)

Исследования асфальтенов современных осадков показали, что концентрация парамагнитных центров (ПМЦ) в них значительно ниже, чем в асфальтенах нефтей. 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 1000 м нет закономерного увеличения концентрации ПМЦ в асфальтенах. В то же время в образцах асфальтенов, подвергнутых нагреву в лабораторных условиях, число ПМЦ закономерно возрастает. [c.91]

Использование С ЯМР-спектроскопии при исследованип нефти Федоровского месторождения [21] не дало ожидаемых результатов, так как не учитывался ряд методических особенно-сте11 записи спектров. Была поставлена задача на основании литературных и своих экспериментальных данных проследить возможности С ЯМР для анализа такого сложного объекта, каким является нефть, выбрать оптимальные условия записи спектров таких систем и лучшую аналитическую методику проведения структурно-группового анализа. Типичный спектр С ЯМР (рис. 2) нефтяных компонентов содержит две основные полосы поглощения атомов углерода — в насыщенных (0—70 м. д. от ТМС) и ароматических (100—170 м. д.) структурах. Зная интегральные интенсивности наблюдаемых областей сигналов, мы можем легко найти фактор ароматичности исследуемого продукта /а =/а/(/а +/пас), Я имея другие предварительньш сведения об объекте исследования (м. м., элементный и функциональный состав, спектр И ЯМР), можем найти и другие параметры, на- [c.56]

Лукошкинского месторождения 57 5116 — Кудиновского месторождения 57 5117 — Вороновского месторождения 57 5118 — Федоровского месторождения 57 5119 — прочих месторождений 57 5120 Глины / бентонитовые для тонкой керамики 57 5121 — Огланлинского месторождения 57 5122 — Асканского месторождения [c.495]

Разнонаправленные тенденции в изменении свойств нефти между залел ами Савуйского и Федоровского месторождений, с одной стороны, и различными частями залежи Федоровской площади (западный купол, с плотностью нефти от 0,840 до 0,850 г/см , восточный купол с Восточно-Моховым поднятием, имеющие плотность нефти от 0,852 до 0,867 г/см ) — с другой, сохраняются и при рассмотрении других показателей. Однако следует отметить, что в изменении калсдого параметра имеются свои особенности. [c.87]

Kon площади и составляют более 122 ат. Для западного купола Федоровской площади характерна значительная разница между пластовыми давлениями и давлениями насыщения (85,5—108,1 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). Следует отметить, что при разведке Федоровского месторождения на [c.89]

Исследования связи между показателями, характеризующими газовую и жидкую фазы в пределах Федоровского месторождения, свидетельствуют о наличии аномалий. Так, на западном куполе (скв. 64 и 75) между плотностью нефти и газосодержанием, давлениями насыщения, объемным коэффициентом намечяется ппя тая линейная связь, а на восточном куполе и в пределах Восточно-Мохового поднятия, скорее всего, существуют обратные линейные зависимости. Противоположные тенденции в пределах рассматриваемых участков сохраняются в соотношениях между плотностью нефти и плотностью попутного газа, а также коэффициента сухости газа. [c.89]

Как отмечалось ранее, на основании данных по групповому углеводородному составу нефтей Федоровского и Савуйского месторождений (табл. 2) можно предполагать их генетическое едгпгст-во, во всяком случае, видна принадлежность к одному типу нефтей с метано-нафтеновым основанием. Однако для Федоровского месторождения характерна более высокая доля углеводородных соединений, чем для Савуйской площади. В последнем случае заметно ниже содержание ароматических углеводородов. [c.89]

Под управлением ЗАО Искра-Энергетика консорциум пермских машиностроительных предприятий осуществит уникальную реконструкцию газокомпрессорной станции на Федоровском месторождении ОАО Сургутнефтегаз . Проектом реконстркции предусмотрена замена трех электроприводов компрессоров французского производства (фирма Крезо Луар ) на отечественные газовые турбины пермского производства мощностью 12 МВт каждая. [c.33]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология