Медвежье газовое месторождение. Медведевское месторождение нефти


Медведевское месторождение - Справочник химика 21

    Проведены также расчеты по скважинам юго-восточного купола пласта А Медведевского месторождения с использованием автоматизированной одномерной адаптационной модели и двухмерной модели с ручной адаптацией. Этими расчетами авторы стремились показать, что одномерная модель позволяет получить результаты расчетов с более высокой точностью, чем двухмерная с ручным способом адаптации. [c.176]     Медведевское месторождение, открытое в 1973 г., приурочено к юго-восточному склону Жигулевского свода, представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания, асимметричную крутое юго-восточное и пологое северо-западное крылья. [c.313]

    Залежи нефти находятся в условиях умеренных пластовых давлений и температур. Нефть Медведевского месторождения характеризует ся относительно небольшими значениями газосодержания и вязкости, а также средней плотностью. [c.313]

    Дегазированная нефть башкирского яруса Медведевского месторождения легкая, маловязкая, парафиновая (вид Пг), сернистая (класс П), малосмолистая. Выход светлых фракций, выкипающих до-300° С, высокий. [c.314]

    Медведевское месторождение. Дегазированная нефть башкирского яруса — легкая, маловязкая, сернистая (класс II), малосмолистая, выход светлых фракций (выкипающих при 300 °С) высокий, парафиновая (вид П2). [c.268]

    Состав среднеюрских нефтей Медведевского месторождения представляет интерес. Это легкие нефти плотностью 0,83, малосернистые и малосмолистые. Особенность их углеводородного состава заключается в том, что в дистилляте до 85,9% метановых и 9% ароматических углеводородов. Содержание нафтеновых углеводородов низкое, а в некоторых высших фракциях они даже отсут- [c.20]

    Нефти месторождений, расположенных в восточной части области, на Нижневартовском своде (самотлорская, советско-соснинская-медведевская, аганская и др.), по сравнению с нефтями Сургутского свода имеют меньшую относительную плотность (не более 0,875), содержат больше фракций, выкипающих до 350°С (от 58 до 63 /о), и являются менее сернистыми (0,56—1,10 /о) и менее смолистыми (силикагелевых смол не более 12%). [c.383]

    Для нефтей и дистиллятов пяти месторождений Западной Сибири (Соснинского, Советского, Медведевского, Мегионского и Усть-Балыкского) определен групповой состав сераорганических соединений и порог термостабильности. Все,нефти имеют высокий порог термостабильности (200—240°). Содержание серы в них колеблется от 0,9 до 1,6% вес. %. Меркаптанной и элементарной серы в нефтях не найдено, сульфидной серы содержится от 10,0 до 41 отн. %. [c.618]

    Западная Сибирь, месторождения Соснинское, Советское, Медведевское, Мегионское, Усть-Балыкское Средняя Азия, Шурчи, Западный Узбекистан [c.11]

    Нефтяные месторождения имеются в Тюменской, Томской и в Иркутской областях. Наиболее перспективные нефтяные месторождения Тюменской области расположены по среднему течению реки Оби. Это высокосернистые и высокосмолистые нефти Усть-Балыкского, Мегионского, Сургутского и Локосовского месторождений [5]. В Томской области расположены Соснинско-Советское и Медведевское нефтяные месторождения, нефти которых сходны с нефтями среднего течения реки Оби. [c.335]

chem21.info

Медведевских - Справочник химика 21

    Проведены также расчеты по скважинам юго-восточного купола пласта А Медведевского месторождения с использованием автоматизированной одномерной адаптационной модели и двухмерной модели с ручной адаптацией. Этими расчетами авторы стремились показать, что одномерная модель позволяет получить результаты расчетов с более высокой точностью, чем двухмерная с ручным способом адаптации. [c.176]     Медведевское месторождение, открытое в 1973 г., приурочено к юго-восточному склону Жигулевского свода, представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания, асимметричную крутое юго-восточное и пологое северо-западное крылья. [c.313]

    Залежи нефти находятся в условиях умеренных пластовых давлений и температур. Нефть Медведевского месторождения характеризует ся относительно небольшими значениями газосодержания и вязкости, а также средней плотностью. [c.313]

    Дегазированная нефть башкирского яруса Медведевского месторождения легкая, маловязкая, парафиновая (вид Пг), сернистая (класс П), малосмолистая. Выход светлых фракций, выкипающих до-300° С, высокий. [c.314]

    Медведевское месторождение. Дегазированная нефть башкирского яруса — легкая, маловязкая, сернистая (класс II), малосмолистая, выход светлых фракций (выкипающих при 300 °С) высокий, парафиновая (вид П2). [c.268]

    Нефти месторождений, расположенных в восточной части области, на Нижневартовском своде (самотлорская, советско-соснинская-медведевская, аганская и др.), по сравнению с нефтями Сургутского свода имеют меньшую относительную плотность (не более 0,875), содержат больше фракций, выкипающих до 350°С (от 58 до 63 /о), и являются менее сернистыми (0,56—1,10 /о) и менее смолистыми (силикагелевых смол не более 12%). [c.383]

    Состав среднеюрских нефтей Медведевского месторождения представляет интерес. Это легкие нефти плотностью 0,83, малосернистые и малосмолистые. Особенность их углеводородного состава заключается в том, что в дистилляте до 85,9% метановых и 9% ароматических углеводородов. Содержание нафтеновых углеводородов низкое, а в некоторых высших фракциях они даже отсут- [c.20]

    Для нефтей и дистиллятов пяти месторождений Западной Сибири (Соснинского, Советского, Медведевского, Мегионского и Усть-Балыкского) определен групповой состав сераорганических соединений и порог термостабильности. Все,нефти имеют высокий порог термостабильности (200—240°). Содержание серы в них колеблется от 0,9 до 1,6% вес. %. Меркаптанной и элементарной серы в нефтях не найдено, сульфидной серы содержится от 10,0 до 41 отн. %. [c.618]

    Западная Сибирь, месторождения Соснинское, Советское, Медведевское, Мегионское, Усть-Балыкское Средняя Азия, Шурчи, Западный Узбекистан [c.11]

    Все перечисленные месторолТюменской области, за исключением Медведевского и Сосг.ин-ского (относятся к Томской области). [c.358]

    Нефтяные месторождения имеются в Тюменской, Томской и в Иркутской областях. Наиболее перспективные нефтяные месторождения Тюменской области расположены по среднему течению реки Оби. Это высокосернистые и высокосмолистые нефти Усть-Балыкского, Мегионского, Сургутского и Локосовского месторождений [5]. В Томской области расположены Соснинско-Советское и Медведевское нефтяные месторождения, нефти которых сходны с нефтями среднего течения реки Оби. [c.335]

    Северная граница внутренней зоны проходит вначале в акватории Азовского моря в северо-восточном направлении, затем на долготе 36°4 > меняет свое простирание на юго-восточное и на территории Кубанского края проходит по линии станицы Степная, южнее станиц Тимашевской, Медведевской, Некрасовской. Далее эта граница поворачивает на юго-восток к станице Рязано-Тверской, где она отмечает восточный борт рассматриваемого прогиба, который граничит с Адыгейским поднятием. Южная граница прогиба проходит вдоль гор северо-западного Кавказа или, точнее, по линии выходов меловых отложений (Хадыжи — Горячий ключ — южнее станицы Крымской и др.). Западнее станицы Крымской южная граница протягивается примерно в широтном направлении, причем почти всю территорию Таманского и Керченского полуостровов необходимо отнести к передовому прогибу, исключив только наиболее южную часть их площади. [c.75]

chem21.info

Верхне-Ветлянское месторождеВетлянское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Медведевское месторождение, открытое в 1973 г., приурочено к юго-восточному склону Жигулевского свода, представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания, асимметричную крутое юго-восточное и пологое северо-западное крылья. [c.313] Промышленные притоки нефти получены из отложений бобриковского горизонта (пласт Б2) и башкирского яруса (пласт А4). [c.313] Бобриковский горизонт, залегаюший на глубине 1835 м, представлен песчаниками, имеющими пористость 17%, а проницаемость 2243-Ю м2. [c.313] Башкирский ярус сложен известняками, пористость которых составляет 17%, а проницаемость 108-10- м . [c.313] Залежи нефти находятся в условиях умеренных пластовых давлений и температур. Нефть Медведевского месторождения характеризует ся относительно небольшими значениями газосодержания и вязкости, а также средней плотностью. [c.313] Дегазированная нефть башкирского яруса Медведевского месторождения легкая, маловязкая, парафиновая (вид Пг), сернистая (класс П), малосмолистая. Выход светлых фракций, выкипающих до-300° С, высокий. [c.314] Верхне-Ветлянское месторождение, открытое в 1969 г., находится в-пределах крупного тектонического элемента Заволжья — Кз лешовской тектонической зоны, которая выделяется в области перехода.Жигулевского свода к Бузулукской впадине. [c.314] Верхне-Ветлянское месторождение включает в себя четыре купола северо-восточный и юго-западный собственно Верхне-Ветлянского-поднятия, а также Южно-Зуевский и Богдановский купола. [c.314] Промышленная нефтеносность установлена в отложениях нижнего карбона (продуктивные пласты ДЛ заволжского горизонта и Bi кизеловского горизонта турнейского яруса, Бг бобриковского горизонта визейского яруса). [c.314] Пласт Бг представлен песчаниками. Пласт Вь залегающий в верхней части турнейского яруса, представлен карбонатными коллекторами. Пласт ДЛ приурочен к заволжскому горизонту турнейского яруса нижнего карбона и также сложен известняками. [c.314] Данные о глубине залегания пластов и коллекторских свойствах пластов Верхне-Ветлянского поднятия, Южно-Зуевского и Богдановского куполов приведены ниже. [c.314] Нефть Верхне-Ветлянского месторождения находится в условиях повышенных пластовых давлений и температур. Физические параметры нефтей всех горизонтов мало отличаются друг от друга. От условной средней нефти эти нефти отличаются меньшими значениями давления насыщения, газосодержания и вязкости. [c.315] Растворенный в нефти данного месторождения газ жирный, тяжелый. Содержание метана низкое, а гомологов метана и азота—высокое. [c.315] Бобриковский. Турнейский. . Заволжский. . [c.315] В поверхностных условиях нефти Верхне-Ветлянского месторождения относительно легкие (за исключением нефти турнейского яруса), маловязкне, сернистые (класс II), парафиновые (вид Пг), малосмолистые. [c.315] Ветлянское месторождение, открытое в 1965 г., приурочено к крупному тектоническому элементу Заволжья — Кулешовской тектонической зоне, которая выделяется в области перехода Жигулевского свода к Бузулукской впадине, представляет собой куполообразное поднятие юго-восточного простирания. [c.316] Основным продуктивным горизонтом на месторождении является пласт В1 турнейского яруса, представленный известняками и доломитами, пористость которых составляет 12,5%, а проницаемость 20,8- 10- м2. Интервал залегания пласта В[ 2462—2555 м. [c.316] Залежь нефти турнейского яруса Ветляпского месторождения находится в условиях несколько повышенных пластовых давлений и температур. Нефть характеризуется относительно невысоким газосодержанием, низкой вязкостью, средней плотностью. Следует отметить большую разницу пластового давления и давления насыщения. [c.316] Растворенный в нефти газ тяжелый, жирный. В его составе мало метана и повышена доля гомологов метана (70,4%). В газе присутствует сероводород. [c.316]

Вернуться к основной статье

chem21.info

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

Коренное месторождение

Cтраница 1

Коренные месторождения представлены кварцевыми жилами в андезитах. Разрабатываются также современные и третичные россыпи.  [1]

Коренные месторождения платины до последнего времени были известны на Урале, где они приурочены к выходам темных, богатых оливином и пироксенами, пород, так называемых ду-нитов, перидотитов или образовавшихся из них змеевиков, содержащих выделения хромистого железняка. Платина рассеяна в хромистом железняке, с которым она обычно связана. Она встречается в виде мельчайших зерен, и лишь изредка образует более или менее крупные вкрапления.  [3]

Коренные месторождения платины известны в медных месторождениях Сары-Адыра ( Казакстан) и в кварцево-колчеданных жилах Кузнецкого Алатау и в Дальневосточном крае.  [4]

Коренные месторождения тория имеются также в США, отдельные из них значительны ( штат Колорадо), но большинство являются бедными оруденениями. Из других стран Америки месторождениями такого типа располагает Бразилия.  [5]

Коренные месторождения титана связаны с основными породами. Запасы руд по отдельным оценкам определяются в 3 5 млн. т ( содержание ТЮ2 27 %) или 0 9 млн. т окиси титана. Коренные месторождения не разрабатываются из-за отсутствия технологической схемы извлечения титана.  [6]

Коренные месторождения олова представлены кас-ситерито-кварцевыми пегматитовыми жилами. Основное значение имеет месторождение Катера в округе Анколе в юго-западной части страны. Разрабатываются также россыпи касситерита. Добыча составляет менее 50 т олова в год. С касситеритом ассоциируют кол у м бит, т а н т а л и т, берилл и минералы висмута. Особенно богат россыпями танталита-колумбита район оз.  [7]

Это уникальное коренное месторождение уже в течение почти 100 лет дает большую часть добываемого в мире золота. Для конгломератов Витватерсранда при огромных запасах руд характерно сравнительно невысокое содержние золота ( около 13 г / т), однако оно выдерживается вплоть до больших глубин. Помимо золота конгломераты Витватерсранда содержат уран, попутное извлечение которого существенно повышает рентабельность переработки этих руд.  [9]

Рассмотрим сначала коренные месторождения тория в Африке. Они имеются в Нигерии, в районе плато Джое, и представлены там массивами торитсодержащих гранитов. Крупное месторождение Мрима в Кении содержит пирохлор ( а в нем до 3 % Th02) и монацит. Карбонатитовая руда, содержащая 0 1 % окиси тория, найдена в Федерации Родезии и Ньясаленда. Известное месторождение в Палабора ( Южная Африка) содержит 16 % окиси урана и 60 % окиси тория.  [10]

Второе крупное Медведевское коренное месторождение осваивается силами ОАО хЗлатоустовское РУ. По данным ТЭДа института ГИРЕДМЕТ на месторождении при юлном его освоении возможно строительство ГОКа производительностью 10 млн. т руды в т д, содержащей 700 тыс. т диоксида титана, со сроком обеспеченности запасами категорий B Ci C2 - около 40 лет. Первоочередность освоения этого месторождения обусловливается также его близостью к основному потребителю титанового сырья - эерезниковскому комбинату и высоким качеством получаемого концентрата.  [11]

Руды коренных месторождений добывают шахтным путем. Добытую руду дробят и подвергают магнитной сепарации, которая основана на различии магнитных свойств минералов, входящих в ее состав. Магнитную фракцию, состоящую из магнетита, используют как железную руду.  [12]

Разрушение коренных месторождений происходит под действием физических и химических процессов выветривания.  [13]

Золото коренных месторождений чаще всего содержит серебро и загрязнено незначительными количествами Си, Pt у.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Медвежье газовое месторождение - это... Что такое Медвежье газовое месторождение?

Медвежье газовое месторождение — уникальное по запасам газа, расположено в Ямало-Ненецком автономном округе, в 50 км к юго-западу от пос. Ныда. Входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1967 году. Разрабатывается с 1972 года. Разработку месторождения осуществляет ООО «Газпром добыча Надым».

Строение

Приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям Медвежьего вала. Размеры структуры — 120 х 25 км. Амплитуда структуры — около 140 м, площадь — свыше 2100 км².

Сеноманские отложения имеют мощность 270-300 м. Покрышкой служат морские глинистые турон-датские отложения общей мощностью около 600 м. Средняя толщина продуктивного пласта — 24-113 м, эффективная толщина — 44 м. Газ на всей площади подстилается подошвенной пластовой водой. Протяжённость залежи 120 км, высота — 114-135 м, ширина: в пределах Медвежьего поднятия — 13-26 км, Ныдинского — до 18 км.

Начальные запасы газа оценивались в 2 200 млрд м³.[1]

Освоение

Первым плацдармом для освоения Медвежьего стал пос. Лабытнанги, где в 1967 году в составе Тюменьгазпрома была организована Дирекция по обустройству северных промыслов и газопроводов. По словам главного инженера Тюменьгазпрома Ю. И. Топчева, «за три года, предшествующие штурму Медвежьего, газовики и строители сделали в Лабытнангах и Надыме очень мало».[2]

В ноябре 1970 года дирекция перебазировалась в пос. Надым, в Лабытнангах осталось её отделение. Строительство скважин было поручено Главтюменьнефтегазу, в Лабытнангах была организована Полярная экспедиция глубокого бурения.

Первая машина переправилась на правый берег р. Надым в декабре 1970 года, но дальше Русского поля (десятикилометровое болото) транспорт пройти не смог. Лишь во второй половине января 1971 года строители дошли до места, где началось строительство пос. Пангоды.

Первым объектом стал газосборный пункт № 2 (ГП-2), расположенный в 20 км от Пангод (в 1973 году Мингазпром ввёл единое наименование — установка комплексной подготовки газа (УКПГ)).[3] Первой пробурили опорную скважину № 52.

23 декабря 1971 года было установлено воздушное сообщение с пос. Пангоды. Вскоре взлётно-посадочная полоса принимала до 40 рейсов тяжёлых грузовых самолётов.

29 декабря начался монтаж технологического оборудования на ГП-2.

В декабре 1971 года было организовано Надымское газопромысловое управление (с 1973 года — «Надымгазпром»).

В середине марта 1972 года вступила в строй опорная газовая скважина № 52, что позволило обеспечить газом электростанцию и котельную в Пангодах. В конце марта начальник военизированной пожарной части В. А. Березин зажёг на ГП-2 факел — шестой в Тюменской области.

20 мая старший оператор по добыче газа Валерий Захаренков перевёл скважины в режим цеха — с этого момента качественный промышленнай газ Медвежьего стал поступать в газотранспортную систему.

В первый год строительство скважин велось с запозданием, поэтому вместо планируемых 4 млрд м³ добыча газа составила 1,9 млрд м³. При этом мощность ГП-2 составляла 8,5 млрд м³ в год.

Исправить положение удалось лишь после передачи Полярной экспедиции глубокого бурения в ведение Мингазпрома. При строительстве третьего по счёту ГП-1 (вторым был ГП-3) отставание было ликвидировано. На ГП-3 использовалось оборудование из Франции, однако опыт эксплуатации вскоре показал большую эффективность схемы гликолевой осушки, применявшейся на отечественном оборудовании.

В Пангодах была организована производственно-диспетчерская служба под руководством И. С. Никоненко.

Для транспортировки газа с Медвежьего месторождения был построен газопровод Медвежье — Надым — Пунга, где использовались только трубы диаметром 1420 мм. В октябре 1974 года газ Медвежьего поступил в Москву.[4]

В конце 1977 года Медвежье вышло на проектный уровень добычи.

Проект обустройства корректировался на ходу, поэтому мощность девятой УКПГ была сокращена вдвое, а от ввода десятой решили отказаться.

Ныдинский участок

1 декабря 2011 года на Ныдинском участке была официально запущена в эксплуатацию УКПГ-Н (рабочая эксплуатация ведётся с 24 ноября). Это первая УКПГ Медвежьего, рассчитанная на подготовку газа и газового конденсата методом низкотемпературной сепарации. Максимальная производительность по сырому газу составляет 2,7 млрд м³ в год и до 60 тыс. тонн в год по газовому конденсату. Все технологические процессы максимально автоматизированы на основе принципа «малолюдных технологий». Непосредственно на площадке располагается лишь операторная. Возможно, со временем управление полностью будет осуществляться с соседней УКПГ-9.

На Ныдинском участке ООО «Газпром добыча Надым» впервые занялось разработкой апт-альбских отложений.[5]

Вклад в развитие технологий

В ходе освоения Медвежьего был применён ряд технологических новшеств.

Впервые была использована двухколонная конструкция скважин, которая с тех пор стала применяться повсеместно. В 1978 году за использование скважин большого диаметра, обеспечивавших дебит 1-1,5 млн м³ газа в сутки, группа специалистов, включая директора института ТюменНИИгипрогаз П. Т. Шмыглю, была отмечена государственной премией в области науки и техники.

Впервые в отечественной газовой промышленности было применено кустовое бурение, когда на одной площадке располагалось по 3-5 скважин. В итоге на Медвежьем месторождении, по площади в 500 раз превышавшем Берёзовское, площадок для бурения скважин построили всего в 1,5 раза больше. С тех пор кустовое бурение в газовой промышленности стало нормой.

Внедрение прямоточных центробежных сепарационных и контактных элементов позволило увеличить производительность сепараторов и абсорберов Медвежьего с 3 до 5 млн м³ газа в сутки.[6]

Впервые на Медвежьем был использован блочный метод монтажа оборудования.[7]

Примечания

  1. ↑ Старосельский В. И. Медвежье месторождение // Российская газовая энциклопедия / Р. Вяхирев. — М.: Большая Российская Энциклопедия, 2004. — С. 233. — 527 с. — 10 000 экз. — ISBN 5852703273
  2. ↑ Топчев Ю. И. Шаги газового исполина // . — Свердловск: Средне-Уральское книжное издательство, 1984. — С. 34. — 128 с. — 4 000 экз.
  3. ↑ Топчев Ю. И. Шаги газового исполина // . — Свердловск: Средне-Уральское книжное издательство, 1984. — С. 54. — 128 с. — 4 000 экз.
  4. ↑ Топчев Ю. И. Шаги газового исполина // . — Свердловск: Средне-Уральское книжное издательство, 1984. — С. 60. — 128 с. — 4 000 экз.
  5. ↑ Скрылев С. А. ТюменНИИгипрогаз на Медвежьем: от сеномана до апт-альба (рус.) // Тренды. События. Рынки : журнал. — 2012. — № 2-3 (61-62). — С. 151.
  6. ↑ Скрылев С. А. ТюменНИИгипрогаз: надымские страницы истории (рус.) // Энергетическая стратегия : журнал. — 2011. — № апрель. — С. 66-67.
  7. ↑ Топчев Ю. И. Шаги газового исполина // . — Свердловск: Средне-Уральское книжное издательство, 1984. — С. 68. — 128 с. — 4 000 экз.

dic.academic.ru