Справочник химика 21. Усть балыкское месторождение нефти


Геология Усть-Балыкского месторождения

Усть-Балыкское  месторождение выявлено в 1961 г., бурение разведочных скважин осуществляется с 1959 г. С мая 1964 г. начата пробная эксплуатация по технологической схеме, составленной ВНИИнефть. Продуктивными горизонтами Усть-Балыкского месторождения является БС1 - БС5, БС10, с 1965 г. дополнительно АС8 и ачимовской толщи.

            Дополнительно пробуренными разведочными скважинами вскрыты юрские отложения, в которых установлена нефтеносность пласта ЮС2 тюменской свиты, мощность которой 12-25 м.

            Палеозойский фундамент. Породы палеозойского фундамента вскрыта на Усть-Балыкском  месторождении скв. 61р, 234р, 540р, 1184р.  Представлены они темно-зелёными серпентинитами, трещеноватыми с многочисленными зеркалами скольжения. Вскрытая мощность до 28 м. Возраст принимается условно - как  нижнепалеозойский.

            Юрская система, нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен переслаиванием между собой сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаные и глинистые пласты не выдержаны по простиранию и части свиты (пласт ЮС2) нефтенасыщенные. Осадки накапливаются в контининтальных условиях.

            Меловая система, нижнемеловой отдел, берриасский и валанжинский ярусы (мегионская свита, правдинская пачка вартовской свиты). На Усть-Балыкском  месторождении из коллекторов ачимовской толщи получены малодебитные притоки нефти. Мощность толщи достигает 206 м. Мегионская свита сложена преимущественно глинистыми породами, лишь в основании и верхах свиты залегают прослои песчаников и алевролитов.

            В кровле свиты ниже чеускинской глинистой пачки выделяется песчано-глинистая пачка, к которой приурочены песчаных пласты, индексируемые горизонтами БС10,11. В горизонте БС10 содержатся промышленные скопления нефти.

            Общая мощность валанжинского яруса до 390 м.

            Готеривский и барремский ярусы объеденины в вартовскую свиту, представленную двумя подсвитами: нижний, объединяющей песчаные пласты, именуемые как группа “Б” и верхний - группа “А”.

            В разрезе нижний подсвиты на Усть-Балыкском  месторождении выделяются 9 песчаных пластов от БС1 до БС9. Выделенные песчаные пласты БС6, БС7, БС8 и БС9 не выдержаны по простиранию. В пластах БС1 - БС5 сосредоточены основные запасы нефти Усть-Балыкского  месторождения .

            Отложения аптского и альбского ярусов подразделены на две толщи: нижнюю глинистую (алымская свита) и верхнию песчано-алевролито-глинистую (нижняя часть покурской свиты).

            В тектоническом отношении Усть-Балыкское  месторождение приурочено к Сургутскому своду - положительной структуре 1 порядка. которая осложнена рядом структур 2 порядка, такими как Янгунское, Черноченское куполовидное поднятие, Пойкинский и Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская структуры (3 порядка) расположены в юго-восточной части Пимского вала.

            Усть-Балыкское поднятие представляет собой наиболее крупную брахиантиклинальную складку меридианального простирания. По отражающему горизонту “Б” эта структура в пределах сейсмоизогипсы - 2700 м имеет размеры 8 х 16 м. Максимальная отметка свода поднятия по данным сейсмики составляет - 25400 м, район скв. 76р. Амплитуда поднятия составляет 120-125 м. Длинная ось структуры несколько изогнута и  образует ряд небольших куполков, оконтуренных изогипсой - 2600 м, в пределах которой они размеры от 0,7 х 1,5 до 1,5 х 2,5 км. Крылья структуры пологие, имеют извилистые очертания, слабо ассиметричные. Углы наклона крыльев колеблется от 1030’ северо-восточного) до 2030’ (юго-западного).

            В пределах месторождение выявлены залежи нефти в пластах БС1, БС2-3, БС4, БС6, БС10, БС16-20, ЮС2.

            Продуктивный горизонт ЮС2 стратиграфически приурочен к верхней части тюменской свиты,     апт-келловайского яруса.          Пласт ЮС2    вскрыт   на   глубине 2750-2900 м, представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов толщиной 12-25 м, проницаемые прослои залегают в виде тонкого переслаивания среди глинистых и плотных пород. Физико-литологическое строение толщи обусловило пятнистое, избирательное нефтенасыщение, которое контролируется связанностью прослоев коллекторов, а не гипсометрическим положением на структуре.

            Поля нефтеносности разделены экранными зонами с участками пород неколлекторов или коллекторов с низкими коллекторскими свойствами.

            В пределах Усть-Балыкской площади выделены три залежи в пласте ЮС2.

            Одна залежь в районе скв. 433 размером 2,8 х 4,5 км, высотой 124 м. Нефтенасыщенная толщина 4,8 м, ВНК отбивается на отметке - 2749 м. Получен приток нефти 14,2 м3/сут.

            Вторая залежь расположена на восточном крыле Усть-Балыкской площади, в районе скв. 540, размером 1,2 х 2,0 км, высота залежи 52 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,2 м. При испытании получен приток нефти дебитом 1,7 м3/сут. ВНК проведён на отметке - 2872 м.

            Третья залежь  вскрыта  в южной части площади, в районе скв. 1149, 1150, 1301, размером 5 х 13,5 км, высотой 117 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 2 - 9 м. ВНК установлен на отметке - 2867 м. При испытании получен приток нефти от 0,9 м3/сут до 4,36 м3/сут. Таким образом, залежи сравнительно небольших размеров и являются низко-продуктивными.

            Залежи нефти в ачимовской толще.      Ачимовская толща выделяется в составе мегионской свиты валанжинского яруса. Вся толща ачимовских пород условно разделена на четыре объекта, к которым приурочены пласты БС16, БС17, БС18, БС19-20 сложного строения. Залежи нефти приурочены к песчаным пластам, по результатам испытаний установлены лишь в двух верхних пластах БС16 и БС17, в нижележащих пластах БС18 и БС19-20 они предполагаются по материалам каротажа. При подсчёте запасов все пласты ачимовской   толщи   включены  в  один объект -  пласт БС16-20.   Глубина   залегания

2520 м, средняя эффективная толщина 12 м, нефтенасыщенная 5,5 м.

            Залежь горизонта БС10.     Продуктивный горизонт БС10 стратиграфически приурочен к верхний части мегионской свиты валанжинского яруса. залегает на глубинах 2255-2430 м. Отложения горизонта  расположенные в южной части и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и протягиваются в южном направлении на Мамонтовское месторождение, в северной и северо-западной частях песчаники замещаются глинисто-алевролитовыми породами.

            Вся толща горизонта разделяется на три пласта: БС101, БС102, БС103.

            Пласт БС101 в песчаной фации развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещён  в юго-восточной  и южной ее части. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта колеблятся от 0 м до 5-6 м, увеличеваясь до 8-15 м в северо-восточной части.

            Пласт БС102 представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков, неоднородный. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0 до 15 м, преобладают толщины 4-8 м.

            Песчаники пласта БС103 прослеживаются узкой полосой в северной  и  центральной частях площади и только на юге имеют площадное распространение. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблется от 0 до 14 м. Пласт сильно расчленён, неоднородный, заглинизирован. Нефтенасыщение пласта низкое, особенно вблизи зон неколлекторов. Подсчет запасов и пересчет произведён в целом по продуктивному горизонту БС10.

            Залежь пласта БС6. Пласт БС6 выделяется в составе вартовской свиты готеривского яруса. Вскрыты на глубиннах 2127-2192 м. Общая толщина состаявляет 8 м, эффективная толщина изменяется от 2 до 8 м, Средняя нефтенасыщенная толщина равна 3,4 м. Залежь приурочена   к выдержанному песчаному телу.     Размер залежи пласта БС6  2 х2 км, высота 22 м.

           

            Пласты БС1-5  стратиграфически приурочены к нижней подсвите вартовской свиты валанжин-готеревского ярусов. Эти пласты обладают высокими коллекторскими свойствами, продуктивностью. Уровень ВНК по этой группе пластов установлен на абсолютной отметке - 2075-2076 м.

            Залежь пласта БС5. Продуктивный пласт прослеживается по всей площади месторождения, но полностью нефтеносен в купольной части поднятия. Сложен песчано-алевролитовыми коллекторами. Вскрыт на глубиннах 2070-2106 м. Толщина пласта колеблется от 2,2 до 12,4 м, преобладающей является толщина 6-8 м. минимальный дебит получен 10 т/сут, максимальный 11 т/сут. Размер залежи 2,5 х 6,0 км, высота 35 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 4,8 м. Тип залежи - пластовая, сводовая.

            Залежь пласта БС4.  Приурочена к выдержаному песчаному телу толщиной преимущественно 2-4 м. Однако, в пределах контура залежи встречено несколько участков полного замещения коллекторов плотными породами. Пласт обладает самой высокой проницаемостью из всей группы пластов БС1-5. Несмотря на небольшую толщину, продуктивность его высокая. Минимальный дебит нефти по пласту БС4  63 т/сут, максимальный 134 т/сут. Размер залежи 3,5 х 12 км, высота 55 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 2,9 м. Тип залежи - пластовая, сводовая.

            Залежь пласта БС2-3. Залежь пласта БС2-3  вскрыта на глубинах 2030-2106 м. Сложен пласт песчаными и алевролитовыми коллекторами практически в равных соотношениях. Общая толщина пласта 12 м, эффективная и нефтенасыщенная толщина 9,5 м.  Продуктивность скважин высокая: 8 мм штуцере составляет 150-170 т/сут. Минимальный дебит 24 т/сут. Размер залежи пластов БС2-3 6,5 х 14 км, высота достигает 81 м. Тип залежи - пластовая, сводовая.

            Залежь пласта БС1. Залежь пласта БС1 вскрыта на глубинах 2010-2106 м. Сложен пласт песчаниками с алевролитами  с преобладанием первых. Общая толщина пласта 10,2 м. Эффективная толщина колеблется от 2,6 до 15 м, преобладающая толщина 810 м. Нефтенасыщенная толщина 8 м.    Продуктивность высокая:    минимальный дебит 20 т/сут, максимальный 140 т/сут на 8 мм штуцере.

                                       Краткая  характеристика залежей

                                       Усть-Балыкского  месторождения

Наименование

показателей

БС1

БС2-3

БС4

БС5

БС6

БС10

БС16

БС17

ЮС2

Извлекаемые

запасы, тыс.тонн

Накопленная

добыча,тыс.тонн

Годовая 

добыча,тыс.тонн

Фонд скважин

добывающие

агнетательные

652

481

171

652

481

171

652

481

171

652

481

171

3

3

0

1432

977

426

1

0

1

1

0

1

Схема

разбуривания

блоков.

с доп.разрез.

очагов.

площ.  7- точечн.

Размер сетки

450*450

450*450

555*555

690*690

375-375

Плотность

скважин

20

20

30

48

14

                 Краткая геолого-промысловая характеристика

                     продуктивных пластов месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС1

БС2-3

БС4

БС5

БС6

БС10

БС16

БС17

ЮС2

Глубина залегания пласта, м

2010-2106

2030-2106

2050-2106

2070-2106

2174-2192

2255-2430

2430-2530

2470-2520

2750-2900

Абсолютная отметка кровли пласта, м

1980-2076

2000-2076

2020-2076

2040-074

2144-2162

2225-2395

240-2494

2440-2486

2720-2870

Абсолютная отметка ВНК, м

-2076

-2076

-2076

-2074

-2162

-2395

-2467-2494

-2486

-2749-2870

Общая толщина пласта, м

10.2

11.7

3.5

5.9

5.0

27.4

 

20.3

12.0

Эффективная толщина, м

8.9

9.5

2.9

4.9

3.8

10.95

 

7.7

2.5

Нефтенасыщенная толщина, м

6

9.5

2.9

4.9

3.4

13.0

8.4

2.2

2.5

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.88

0.61

0.60

0.63

0.73

0.4

 

0.55

0.20

                   

                  

   Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС1

БС2-3

БС4

БС5

БС6

БС10

БС16

БС17

ЮС2

Карбонатность,%                                        среднее

                                                                        мин-мак

3.9

0-10

4

0-11

4.3

0-8

3.4

0-6.8

4.2

0-9

9.2

0-12.6

4.6

0.3-8.3

Содержание фракций %,

 при размере зерен,  0.25 мм                      среднее

                                                                        мин-мак

4.6

3.3

4.3

1.5

0.4

3.5

10.3

при размере зерен,  0.25-0.1 мм                среднее

                                                                        мин-мак

47.4

41.5

14.6

14.8

37.05

51.8

39.5

при размере зерен,  0.1-0.01 мм                среднее

                                                                        мин-мак

29.6

36.0

57.0

32.2

31.8

25.1

1.9

при размере зерен,  0.05-0.01мм                среднее

                                                                        мин-мак

6.7

7.4

12.2

9.8

13.3

7.6

39.2

при размере зерен,  0.01мм                         среднее

                                                                         мин-мак

11.7

11.7

5.0

14.7

17.5

12.2

9.5

Коэффициент отсортированности,           cреднее

                                                                         мин-мак

1.74

1.64

1.61

1.62

2.39

1.88

1.3

Медианный размер зерен,мм                      среднее

                                                                          мин-мак

0.109

0.098

0.145

0.086

0.077

0.109

0.12

Тип цемента

Поровый пленоч.- поровый

Глинистость,%

11.7

11.7

5.0

14.7

17.5

12.2

9.5

Коэфф. открытой пористости по керну,       среднее

   доли единицы                                                мин-мак

23.1

15-30

23.6

16-29

23.5

19.29

24.6

20-23.3

23.0

22-24

21.3

18-27

20.2

15.3-21.9

17.9

14-19

14.8

10-27.3

Коэфф. проницаемости по керну,                  среднее

              10-3 мкм2                                             мин-мак

387.0

2.6-2000

373

2.3-2990

587.0

15-2678

276.0

1.9-1385

350.0

65.9

5-437

19.4

1.9-69

3.0

0.4-6

8.6

0.6-114

Водоудерживающая способность,%               среднее

                                                                           мин-мак

Коэфф. открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

Коэфф. проницаемости по ГИС,   10-3 мкм2

Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

0.75

0.73

0.65

0.63

0.66

0.44

0.42

0.51

Начальное пластовое давление, МПа

22.0

22.0

22.0

22.0

22.0

24.0

26.0

30.0

Пластовая температура,  Со

67

67

68

68

68

75

78

80

84

Дебит нефти по результатам                        среднее

 испытания разведоч. скв. м3/сут.               мин-мак

Продуктивность, м3/сут. мПа                     среднее                

                                                                           мин-мак

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.          среднее                

                                                                          мин-мак

148.0

157.0

120.0

24.0

0.7

  

                        Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС1

БС2-3

БС4

БС5

БС6

БС10

БС16

БС17

ЮС2

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

877.0

880.0

883.0

879.0

867.0

878.0

879.0

0.879

881.0

Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3

805.0

820.0

836.0

819.0

820.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек

37.1

39.8

48

36

25

32.3

40.0

40

11.72

Вязкость в пластовых условиях

3.16

3.72

3.9

3.65

2.6

3.38

Содержание,%

Смол селикагелевых

12.5

14.9

17

15.16

9.5

10.7

12.96

7.7

Асфальтенов

2.5

2.6

3.3

3.5

3.86

2.6

2.5

1.9

Серы

1.25

1.40

1.60

1.2

0.9

1.52

1.62

1.44

Парафина

3.5

3.3

3.6

2.9

3.4

3.16

2.32

1.47

Температура застывания нефти,  Со

-4

-3

-1

-5

+1

-13

Температура кипения

77

76

79

81

57

72

83

68

Температура насыщения нефти парафином, Со

Выход фракций,%

до 100 Со

2.1

0.5

2

2.5

2.4

2.5

1.3

до 150 Со9.3

3.6

7

7

6

11

10.5

7.6

11.3

до 200 Со

17.3

16

13.5

14

19.5

17.9

18

22

до 300 Со

35.3

33

30

33

40

35.1

34

43

Компонентный состав нефти (молярная концентрация,%)

Углекислый газ

0.08

0.6

0.04

0.08

Азот

0.52

0.46

0.37

0.95

Метан

30.28

26.8

23.21

29

Этан

1.31

1.17

1.61

2.55

Пропан

3.0

2.29

2.05

5.41

Изобутан

1.42

1.0

1.35

1.09

Нормальный бутан

3.02

2.45

2.3

3.48

Изопентан

Нормальный пентан

С6+высшие

60

66

69

57

Давление насыщения, МПа

Объемный коэффициент

Газовый фактор при условии сепарации, м3/т

46

41

37

37

45.5

46

45

45

30

Плотность газа,кг/м3

1.06

1.1

0.923

1.044

1.078

1.202

Тип газа

м

е

т

а

н

о

в

ы

й

Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация, %)

Углекислый газ

0.36

0.15

1.3

0.31

0.28

0.39

Азот

1.15

1.44

1.41

1.47

1.86

3.9

Метан

84.75

83.5

86.5

86.5

79.86

84.8

50.7

Этан

3.96

4.2

3.25

5.7

5.1

16.2

Пропан

4.78

5.42

3.67

7.42

4.4

18.6

Изобутан

1.17

1.26

0.84

1.16

0.81

1.86

Нормальный бутан

2.02

2.36

1.67

2.49

1.57

5.3

Изопентан

Нормальный пентан

С6+высшие

1.41

1.26

0.9

1.1

0.82

2

             Состав и свойства пластовых вод

Параметры

Индекс

Продуктивный пласт

БС5

БС10

ЮС2

Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м 3

1007

1008.5

Минерализация,  г/л

9-12.0

12.5-15

Тип воды

гидрокарбонатно‑натриевый

Содержание,мг/л

    Хлор

4970-5890

6000-8230

    Натрий

3880-4330

4500-5700

    Кальций

95-100

80

    Магний

6-24

10

    Гидрокарбонат

870-1770

1400-1800

    Йод

12-14

15

    Бром

33-38

37

    Бор

46

    Кремний

     Фтор

    Аммоний

21-30

oilloot.ru

Западно-Усть-балыкское месторождение: карта и описание

западно-усть-балыкское месторождениеЗападно-Усть-Балыкское нефтяное месторождение было обнаружено в результате поисковой экспедиции в середине 1980-х годов сотрудниками «Главтюменьгеологии» и открыто скважиной под номером 12.

Западно-Усть-балыкское месторождение нефти: характеристика

По своему геологическому строению Западно-Усть-Балыкское нефтяное месторождение крайне сложное, что затрудняет его промышленную разработку. В рамках исследования участка было выявлено четыре нефтяные залежи, которые к тому же относятся к разряду мелких.

В настоящее время Западно-Усть-Балыкское месторождение нефти относится к распределенному фонду недр, поскольку лицензию на него в 2000-м году получила компания «УЗУ-нефть», которая имеет право производить поиск, разведку и разработку участка.

Западно-Усть-балыкское месторождение на карте

Административно Западно-Усть-балыкское месторождение, согласно карте, относится к Нефтеюганскому району ХМАО-Югра, а по своей геологической структуре - к Сургутскому НГР. Характеристика района расположения Западно-Усть-балыкского месторождения позволяет отнести его к Среднеобской НГО.

От крупного промышленного центра нефтедобычи и переработки г. Сургута участок Западно-Усть-балыкского месторождения отделяет 110 км.

Нефтеюганский район, на территории которого находится Западно-Усть-балыкское месторождение, занимает площадь более 25 тыс. километров. В настоящее время Нефтеюганск относится к районам Крайнего Севера, поэтому для работников, которые трудятся на Западно-Усть-балыкском месторождении, действуют северные надбавки к зарплате. На северо-востоке район граничит с Сургутским районом, на юге - с Тюменской областью. С запада от него находится Ханты-Мансийский округ.

Население района, по данным на 2016 год, представлено 45 тысячами человек, из которых лишь 385 - коренные малые народы севера. Среди них есть такие национальности, как:

  • ханты,
  • манси,
  • ненцы.

Около 15 процентов из них ведут традиционный кочевой образ жизни, связанный с выпасом оленей, и поэтому проживают на временных стойбищах в юртах.

Западно-Усть-балыкское месторождение нефти: экономика района

Основной доход район получает от деятельности нефтегазового сектора. Кроме Западно-Усть-балыкского месторождения, здесь активно разрабатываются такие большие месторождения нефти и газа как:

  • Мамонтовское,
  • Южно-Сургутское,
  • Усть-Балыкское,
  • Правдинское,
  • Мало-Балыкское и другие.

Помимо нефтяной промышленности, на территории района развито оленеводство, лесоводство, рыболовство и предприятия по заготовке и переработке продукции этих отраслей. В районе работают 4 лесопромышленных хозяйства, которые за все время с начала создания отправили на переработку более семи миллионов кубометров леса.

Сельскохозяйственные площади района составляют более 48 тыс. га, но для пашни можно использовать только 2 тыс. га, на которых выращиваются корнеплоды и овощи. Сельхозугодья с гарантированным урожаем позволяют развивать мясо-молочное направление, в районе открыты 20 частных ферм и три сельхозорганизации.

Обеспечение района расположения Западно-Усть-балыкского месторождения транспортной инфраструктурой находится на достаточно высоком уровне, что удобно для доставки грузов. В районе проложена федеральная автомагистраль Р404, которая соединяет Тюмень с городом Ханты-Мансийск. Дороги местного значения позволяют передвигаться между районными и окружными центрами. Помимо наземного сообщения, есть ветка железной дороги, хорошо развито речное сообщение.

Западно-Усть-балыкское месторождение: координаты

61°03'04.0"N 72°10'56.0"E

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru

Усть-Балыкское месторождение - Справочник химика 21

Рис. 25. Усть-Балыкское месторождение (по А. С. Полушкину и В. П. Санину). Рис. 25. Усть-Балыкское месторождение (по А. С. Полушкину и В. П. Санину).
    УСТЬ-БАЛЫКСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.535]

    На Усть-Балыкском месторождении основные продуктивные горизонты относятся к неокомским отложениям. Все неокомские нефти Сургутского свода (Усть-Балыкское и другие месторождения) имеют среднюю и большую плотность. По составу эти нефти относятся к ароматико-метановым и реже к ароматико-нафтено-метановым и метановым (А. Э. Конторович и др., 1967). Содержание бензиновых и керосиновых фракций от 23 до 35%. Состав нефти в одной залежи (Усть-Балыкское месторождение) неодинаков несколько изменяются плотность нефти, ее сернистость и другие показатели. [c.20]

    Влияние температуры. При выполнении настоящего исследования измерений проводились при давлении 300 кГ/см и нескольких температурах в интервале ьт 10 до 80° С. Из рассмотрения полученных данных выяснилось, что в исследованном интервале температур зависимость оказалась линейной. Для наглядности на рис. 4 дано графическое изображение функции p = f(0 для нефти пласта БП Усть-Балыкского месторождения. [c.31]

    Рнс, 1, Зависимость плотности пластовой нефти Усть-Балыкского месторождения от давления при температуре 20° С. [c.28]

    Дегазированные нефти Усть-Балыкского месторождения сернистые, смолистые, парафиновые, средней плотности, с невысоким содержанием легких фракций, выкипающих до 300° С. [c.536]

    Усть-Балыкское месторождение [c.323]

    Особенностью схем подготовки нефти в РФ и за рубежом является применение многоступенчатой сепарации нефти, которая по сравнению с одноступенчатой позволяет увеличить выход товарной нефти и сохранить в нефти наиболее ценные бутановые, пентановые и гексановые фракции. Так, например, при переходе от одно- к трехступенчатой сепарации для Самотлорского и Усть-Балыкского месторождений выход нефти увеличивается на 3,6 и 1,72%, соответственно. Но в то же время возрастают металлоемкость оборудования и эксплуатационные затраты. [c.22]

    Сургутского и Усть-Балыкского месторождений [c.33]
Рис. 43. Зависимость удельной теплопроводности Я от содержания глинисто го цемента /Сгл в песчано-алевритовых породах. Усть-Балыкское месторождение (пласты БС и АС). Рис. 43. <a href="/info/869526">Зависимость удельной</a> теплопроводности Я от содержания глинисто го цемента /Сгл в песчано-алевритовых породах. Усть-Балыкское месторождение (пласты БС и АС).
    Изменение распределения изомеров гептана и октана по разрезу Усть-Балыкского месторождения [c.218]

    Куст 45 БИС Усть-Балыкского месторождения ПО "Юганскнефтегаз" [c.285]

    На основании полученных данных можно заключить, что в нефтях Западно-Сургутского и Усть-Балыкского месторождений присутствуют следующие ванадилпорфнриновые соединения  [c.117]

    С этой целью сопоставим барический градиент плотности пластовой нефти с самим этим свойством по интенсивности изменения в пределах залежи. Для этого выберем произвольно следующие три залежи пласт 51 Усть-Балыкского месторождения, пласт БУШ Мегионского месторождения и пласт БУИ Совет-ско-Соснинского месторождения. Воспользуемся данными о плотности пластовой нефти, полученными при давлении 300 кГ1см . Они показывают, что для первой залежи плотность нефти меняется от 0,8165 до 0,8610 г/с-иЗ, т. е. на [c.28]

    Усть-Балыкское месторождение многопластовое. Промышленная нефтеносность приурочена к горизонтам АС, БСь БСа+з, БС5, БСе, БСд, БСю нижнего мела. На Солкинском куполе нефтеносны только горизонты БС] и БС5. [c.535]

    Вскоре поверхностные признаки нефти были обнаружены вдоль течения Оби. В 1960 г. на берегу р. Мулымьи, близ поселка Шаим, дал о себе знать первый в Приуралье и во всей Сибири нефтяной фонтан с суточным дебитом около 300 т. В марте 1961 г. нефть открыли и на правом берегу реки Оби, около поселка Мегион. Но венцом всех этих поисков стал конец 1961 г., возвестивший о рождении Сургутского нефтяного района со своей жемчужиной в короне — Усть-Балыкским месторождением. [c.25]

    На Западно-Сургутском и Усть-Балыкском месторождениях внедрена герметизированная система сбора с двух- и трехступенчатой сепарацией нефти. Первая ступень сепарации осуществляется на дожимных насосных станциях (ДНС) при давлении 0,3—0,5 МПа. Нефтяной газ с дне по сборным газопроводам поступает на компрессорную станцию (КС), где проходит три ступени сепарации и две ступени ТаблицаЗ [c.31]

    Усть-Балыкское месторождение. Нефти сернистые, с невысоким oдepжa  [c.244]

    СмеЬь газов Западно-Сургутского и Усть-Балыкского месторождения в пропорции (см. табл. 9). имеет плотность 0,885 кг/м . Сжа- [c.32]

    Усть-Балыкское месторождение, открытое в 1961 г., приурочено к Пимскому валообразному поднятию, представляет собой брахиантиклинальную складку меридионального простирания, несколько асимметричную восточное крыло более крутое, чем западное. Небольшой прогиб в средней части складки делит ее на два поднятия — собственно Усть-Балыкское (южное, более крутое) и Солкинское. [c.535]

    При анализе бензиновых фракций 60—95° нефти Усть-Балыкского месторождения в основном все компоненты, в том числе некоторые диметилциклопеитаны, диметилпентаны и диметилгексаны, хорошо разделяются (рис. 2). Время анализа каждой фракции в среднем 35—40 мин. [c.95]

    Усть-Балыкского месторождения (Западная Сибирь) комбинированным экстракционно-хроматографическим методом [1]. Банади-ловые комплексы синтетических алкилпорфиринов (рис. 1, а, табл. 1) получены по методике, описанной в работе [3]. Разделение ванадилпорфиринов проводили на колонке (250 X 4 мм) 0В8-Т жидкостного хроматографа фирмы Янако (эффективность колонки по пирену 5300 т. т.). В качестве элюента ис-лользовали 5%-ный раствор хлороформа в метаноле с объемной скоростью 1 мл/мин. Детектирование осуществляли с помощью спектрофотометра М-315 (той же фирмы). Величина удерживания порфиринов была оценена по коэффициенту емкости, который рассчитывали по уравнению [c.13]

    Масс-спектрометрическое исследование концентрата нефтяных ванадилпорфиринов показало, что в нефти Усть-Балыкского месторождения порфирины представлены набором гомологов, в основном двух рядов М и М-2 (см. рис. 1). Молекулярная масса порфиринов ряда М меняется от 473 до 641, что соответствует соединениям, содержащим от 7 до 19 атомов углерода в боковых алкильных цепях (табл. 2). Молекулярно-массовое распределение порфиринов ряда М-2 уже. Соединения этой серии содержат от 10 до 19 групп метилена в боковом обрамлении порфинного цикла. Анализ хроматограммы концентрата нефтяных ванадилпорфиринов, полученной методом ВЭЖХ (рис. 3), показывает, что препаративное разделение концентратов этим методом не- [c.14]

    Основная часть масляных фракций нефти, выкипающих при температуре 350 °С, сосредоточена в остаточном продукте ее прямой перегонки — прямогонном мазуте. Содержание нафтеновых углеводородов во фракциях прямогонного мазута, получаемого, например, из тюменской нефти (Усть-Балыкское месторождение), составляет в интервале температур кипения 350—400 °С — 63 % в интервале 400- 50 °С — 58 % в интервале 450—500 °С — 41 %, а во фракциях мазута, получаемого из бакинской нефти (Балаханское месторождение), — соответственно 76, 74 и 74 %. В этих фракциях концентрируются также высокомолекулярные соединения нефти, представляющие собой сложные многокомпонентные смеси углеводородов различных групп и их гетеропроизводных, в молекулах которых содержатся атомы серы, кислорода, азота и некоторых металлов (никеля, ванадия и др.). Так как ббльшая часть подобных соединений малоценна и даже нежелательна при получении масел, задачей производства является удаление из этих фракций нежелательных компонентов при максимально возможном сохранении желательных, придающих готовым продуктам (маслам) необходимые физико-химические и эксплуатационные свойства. [c.241]

    После открытия Березовского и нескольких других мелких газовых месторождений в Западной Сибири, в 1960 г. получена нефть в Шаимском районе Приуралья и в 1961 г. на Ме-гионском и Усть-Балыкском месторождениях в Среднем При-обье. В течение 60-х годов в провинции открывается целый ряд крупнейших нефтяных месторождений с залежами в мезозое главным образом в нижнем мелу Самотлор (1965), Федоровское (1963), Мамонтовское (1965) и др. [c.12]

    В пределах Усть-Балыкского месторождения раположено около дв>о( тысяч скважин различного назначения, в истории бурения и эксплуатации которых происходили неоднократные аварийные стуации и различного рода осложнения. В этой связи, к анализу были привлечены только наиболее серьезные аварии на скважинах, которые привели к их ликвидации. За 10 лет (с 1982 по 1991 гг.) на данном месторождении по различным причинам были ликвидированы 94 скважины. В результате тщательного изучения ликвидационных дел скважин были исключены скважины, ликвидированные по явно техническим и технологическим причинам. В результате проведенных исследований оказалось, что процесс деформаций, обсадных колонн скважин на Усть-Балыкском месторождении имеет четкую пространственно-временную зональность и избирательность, которые выражаются в следующем  [c.320]

chem21.info


Смотрите также