Запасы и месторождения нефти. Солнечное месторождение нефти


Залежь нефти горизонта А1 месторождения «Солнечное»

Вариант 1

Залежь нефти горизонта А1 месторождения «Солнечное»

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

45,5

20,8

2,01

0,03

44,3

0,09

43,5

0,15

42,9

0,22

41,8

0,3

41,1

0,89

1,58

38,6

2,6

36,9

3,52

34,9

4,38

33,3

5,3

31,5

30,2

6,61

29,1

7,45

27,4

8,29

27,1

9,2

26,8

9,65

26,6

 

Вариант 2

Нижнемеловая залежь нефти месторождения «Лесное»

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

31,9

18,8

1,76

0,2

30,2

0,4

29,2

0,6

29,5

0,8

28,9

3,6

6,4

27,3

9,9

26,4

14,2

25,5

17,5

24,6

21,2

23,8

23,2

26,4

22,6

29,2

21,7

33,2

21,5

36,4

21,4

40,1

21,2

 

Вариант 3

Залежь нефти верхнеюрского горизонта месторождения «Граничное»

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

47,2

125,5

1,98

0,8

46,8

2,9

46,4

45,9

8,1

45,3

12,2

44,4

43,5

20,4

42,8

26,9

41,3

34,2

39,9

38,8

38,7

46,3

37,2

49,7

36,5

53,5

35,7

59,6

34,4

65,5

33,2

70,7

32,2

31,4

 

Вариант 4

Залежь нефти юрского горизонта месторождения «Зоны»

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

66,2

31,9

2,3

0,03

65,6

0,15

65,2

0,3

64,4

0,52

63,4

0,85

62,2

1,49

60,3

2,15

2,59

56,6

3,02

55,1

3,6

53,3

4,05

51,7

4,8

49,3

5,48

6,07

45,2

6,73

43,2

7,2

42,7

7,61

41,7

 

Вариант 5

Верхнемеловая залежь месторождения «Западный Гудермес»

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

72,3

35,3

2,52

4,6

70,4

16,6

65,3

29,6

60,1

39,2

57,3

41,4

57,2

43,4

56,3

45,4

55,3

47,6

55,2

55,1

52,6

54,8

67,6

52,9

50,8

 

Вариант 6

Залежь нефти пласта Д3 Алексеевского месторождения

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

21,2

1,86

0,3

49,6

0,6

49,2

48,8

1,3

48,4

1,8

47,9

3,6

46,3

44,1

8,5

10,4

40,6

12,1

39,2

14,4

37,3

16,3

35,8

19,2

33,3

21,9

24,2

29,2

26,7

27,2

28,4

26,7

30,3

25,7

 

Вариант 7

Залежь нефти пласта В4 Дмитриевского месторождения

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

61,4

36,6

2,31

0,5

60,4

1,6

2,9

57,1

8,6

54,6

24,8

52,9

35,2

50,8

49,3

53,1

47,4

60,3

46,2

45,1

74,5

43,3

83,3

43,1

42,8

96,7

42,6

99,9

42,4

 

Вариант 8

Залежь нефти турнейского яруса Сосновского месторождения

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

35,3

2,42

0,09

62,8

0,3

62,4

0,51

61,9

0,79

61,3

1,22

60,4

1,61

59,5

2,05

58,7

2,7

57,3

3,41

55,9

3,88

54,7

4,29

4,65

53,2

52,5

5,36

51,7

5,85

50,4

6,55

49,2

7,04

48,2

 

Вариант 9

Залежь нефти пласта Б1 Талицкого месторождения

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

33,2

16,3

1,92

0,5

32,8

2,2

32,4

4,6

31,8

9,1

31,1

14,9

30,3

21,5

28,3

30,1

27,6

26,7

40,5

25,9

24,6

54,5

23,6

22,6

66,5

21,5

70,9

21,3

20,7

 

 

Вариант 10

Верхнемеловая залежь нефти месторождения «Брагуны»

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

74,8

2,36

0,4

73,1

72,1

69,8

2,8

67,8

3,7

5,2

63,1

6,6

60,2

8,1

57,7

9,7

55,3

11,3

52,9

15,9

19,6

41,2

38,3

25,7

36,7

28,3

34,7

30,1

35,2

 

 

Вариант 11

Залежь нефтиYII горизонта месторождения «Рават»

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

57,2

28,5

2,4

0,03

56,1

0,12

55,3

0,19

54,4

0,51

53,6

0,95

52,5

1,42

51,4

1,9

52,2

2,44

2,95

47,7

3,44

46,6

3,8

45,7

4,29

44,6

4,76

43,5

5,25

42,4

5,58

41,5

6,03

41,2

6,05

40,8

6,97

44,4

 

 

Вариант 12

Залежь нефти пласта Д5 Степновского месторождения

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

40,8

19,3

2,05

0,2

40,1

0,5

39,6

0,6

39,2

0,8

38,3

1,9

37,6

3,8

36,5

5,7

34,2

9,9

15,1

29,9

17,2

28,6

27,5

20,8

26,4

22,3

25,5

24,1

25,2

25,9

24,8

24,5

 

 

Вариант 13

Залежь нефти пласта В месторождения «Полевое»

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

45,5

20,8

2,01

0,03

44,3

0,09

43,5

0,15

42,9

0,22

41,8

0,3

41,1

0,89

1,58

38,6

2,6

36,9

3,52

34,9

4,38

33,3

5,3

31,5

30,2

6,61

29,1

7,45

27,4

8,29

27,1

9,2

26,8

9,65

26,6

 

Вариант 14

Залежь нефти визейского яруса Сосновского месторождения

Нср, м

Ро, МПа

Рнас, МПа

∑Qн,

усл. ед.

Р, МПа

31,5

20,8

1,77

0,3

31,4

1,2

31,2

30,9

3,6

30,7

4,8

30,2

6,5

29,8

8,2

29,4

10,8

28,6

13,6

27,9

15,5

27,4

17,2

18,7

26,6

26,3

21,5

25,8

23,8

25,2

26,2

24,6

29,1

24,1

 

 

mybiblioteka.su

Запасы и месторождения нефти

•   Пертский нефтегазоносный суббассейн имеет на шельфе только одно газовое месторож­ дение Гейдж-Роудз, открытое в 1970 г.

•    Основные запасы углеводо­ родов на западном шельфе Ав­ стралии сосредоточены в нефте­газоносном суббассейне Дампир площадью 150 тыс. км2. Наиболее крупные месторожде­ ния: Гудвин (140 млрд. м3 газа и 50 млн. т конденсата), Норд-Рэнкин (150 млрд. мЗ газа и 22 млн. т конденсата), Энджел (68 млрд. м3 газа и 24 млн. т конденсата).

•    В Тиморском море (шельф Сахул) расположены два суббас­ сейна — Броуз и Бонапарт-Галф.Площадь первого - 130 тыс. км2. Здесь открыто одно нефтя­ное месторождение (Пуффин) и два газовых, в том числе Скот Рифф с запасами 180 млрд. м3 газа. Площадь нефтегазоносного суббассейна Бонапарт-Галф 60тыс. км2. В его пределах открыто четыре газовых месторождения (Петрел, Терн и др.) и нефтяноеместорождение Джабиру.

•     Западная часть Тихого оке­ ана. Тихий океан занимает пло­ щадь 180 млн. км2. Он со всех сторон    окружен    альпийскими складчатыми сооружениями Круготихоокеанского подвижного по­ яса. Это создает принципиальноиную тектоническую его обста новку. Если подводные окраины Северного Ледовитого, Атланти­ ческого и Индийского океанов от­ носятся в основном к пассивным типам окраин, то тихоокеанские к активным, Вдоль них происходит столкновение литосферных плит и погружение океанской литосфе­ ры под континент или островныедуги, словно подводные окраины Тихого океана можно разделить на западные и восточные. К пер­ вым относят Австралазийскую переходную зону, протянувшую­ ся от Камчатки до Новой Зелан­ дии. В ее пределах существуют обширные впадины окраинных морей, которые и образуют не­ фтегазоносные бассейны. Наибо­ лее крупные в нефтегазоносном отношении бассейны находятся в морях   Юго-Восточной   Азии (Зондский шельф) — Явано-Су матринскнй,      Южно-Китайский, Восточно-Калималтайский.       С юга к ним примыкает северныйшельф Австралии, где наиболее значителен      нефтегазоносный бассейн Папуа. В юго-западной части Тихого океана имеются Но­ возеландский   нефтегазоносный бассейн и бассейн Гипсленд.

•   Явано-Суматринский нефте­газоносный бассейн охватывает острова Суматру, Яву и приле­ гающие акватории Малаккского пролива, морей Яванского, Балл и Банда. Бассейн распадается на два суббассенна: Суматринскийи Яванский. Известны крупней­ шие нефтяные месторождения Минас (запасы 700 млн. т неф­ти) и Дури (запасы 270 млн. т нефти). Морские месторождения сконцентрированы в Яванском нефтегазоносном    суббассейне.

•   В нем открыто 67 морских место­рождений из них 40 нефтяных. Наиболее крупное нефтегазовое месторождение Арджупа имеет запасы более 50 млн. т нефти. Остальные месторождения (Син- та, Рама, Селатан и др.) имеют запасы нефти 20—25 млн. т.

•    Южно-Китайский нефтега­ зоносный бассейн расположен в пределах одноименного моря, включая и Сиамский залив. В его пределах можно выделить Сиам­ ский, Саравакский, Тайваньский и Меконгский нефтегазоносные суббассейны.

•    Площадь Сиамского суббас­ сейна 410 тыс. км2. В его преде­лах открыто около 60 месторож­ дений углеводородов, в том числе 37 в Сиамском заливе. Наиболее крупное месторождение Эраван с доказанными   извлекаемыми запасами газа 57 млрд. м3

•    Всего в Южно-Китайском нефтегазоносном бассейне вы­ явлено 125 нефтяных и газовых месторождений    с начальными разведанными запасами около 900 млн. т нефти и более 900 млрд. мЗ газа.

•     Восточно-Калимантанский нефтегазоносный     бассейн за­ хватывает    моря    Сулавеси    и Макасарский пролив. Площадь бассейна 635 тыс. км2, в том чис­ле 95 тыс. км2 — суша, 131 тыс. км2—шельф и 409 тыс. м2—глу­боководье.

•     Всего в морях Юго-Восточной а зии открыто 231 нефтяное и га­зовое месторождение с началь­ными    доказанными    запасами нефти более 1,2 млрд. т и газа около 1,1 трлн. м3. Неоткрытые извлекаемые ресурсы этого реги­ она оцениваются в 1,2—2,7 млрд. т нефти и 1,7—4,2 трлн. мЗ газа.

•   Нефтегазоносный бассейн Папуа располагается в пределах Кораллового и Арафурского мо­ рей. Его площадь 532 тыс. км2, в том числе суша—166 тыс. км2, шельф — 79 тыс. км2, глубоко­ водье —      287 тыс. км2.

•   На шельфе Папуа — Новой Гвинеи (залив Папуа) открыто три    газовых    месторождения (Ураму, Паски и Ямаро).

www.energycenter.ru

Запасы и месторождения нефти

• Южнее месторождения Са­ фания находится второй нефтя­ ной гигант Персидского залива — месторождение Манифа с извлекаемыми запасами     1,5 млрд. т. Антиклинальная склад­ ка, к которой приурочены зале­ жи, находится в 13 км от берега. Размеры ее 23X15 км, глубина залегания продуктивных гори­ зонтов 2—2,5 км. Месторожде­ние открыто в 1957 г.

•   В непосредственной бли­ зости от Сафании-Хафджи от крыто еще два нефтяных гиган­та — месторождения Зулуф и Лулу-Эсфандияр, запасы кото­рых оценивают соответственно в 0,78 и 4 млрд. т нефти.

•   В 50 км от западного берега Персидского залива находится еще одно крупное нефтяное ме­ сторождение — Абу-Сафа (568 млн. т нефти). Нефть содер­ жится в трещинах и в кавернах известняков позднеюрского воз­ раста (свита Араб). Скважины отличаются высокими дебита ми. Своеобразный рекорд был установлен в 1966 г., когда из четырех эксплуатируемых сква­ жин на месторождении за год было получено 2 млн. т нефти.

•   Месторождение Умм-Шейф (707 млн. т нефти) открыто в 1958 г. в          35 км к востоку от о. Дас при глубине моря 15 м. В 86 км на юго-восток от место­ рождения Умм-Шейф в 1963 т. обнаружено крупное нефтяное месторождение Закум (744 млн. т нефти). Оба месторождения принадлежат эмирату Абу-Даби (ОАЭ), которое более половины нефти добывает со дна моря.

•     Бомбейский (Индский, Западно-Индийский)       нефтега­ зоносный бассейн сформиро­ вался   на западном   шельфеИндийского субконтинента на продолжении Камбейского риф­та. Наиболее крупное нефтяное месторождение этого бассейна — Бомбей-Хан, выявленное в 1974 г. в       160 км от Бомбея.Запасы месторождения до 250 млн. т нефти. Нефть легкая, дебиты скважин 200—500 т/сут. Эксплуатация    месторождения начата в 1976 г., потенциальная добыча — до 10 млн. т в год.

•     К северу от Бомбейского свода открыты нефтяное место­ рождение Дну и газовое Дом, а к востоку и югу — еще шесть месторождений нефти и газа: Тарапур, Северный и Южный Бассейны, Алибаг, Ратнагри, В-57. Из них наиболее крупное — Северный Бассейн с запаса­ми 2 млн т нефти. Общие раз­веданные извлекаемые запасы нефти Бомбейского бассейна 400 млн. т.

•    Месторождения углеводоро­ дов приурочены к максимально прогретым зонам бассейна. Изо­ линии наиболее высоких гради­ ентов температур совпадают в плане с изолиниями наиболее зрелого органического вещества и месторождениями нефти и газа, что свидетельствует об опреде­ ляющем влиянии температурно­ го фактора на образование угле­ водородов и их залежей.

•    Восточная часть Индийско­ го океана. Восточный сегмент Индийского океана включает в себя Бенгальский залив вместе с шельфами Индии, Бангладеш и Бирмы, глубоководные котлови­ ны (Центрально-Индийская, Ко­ косовая, Южно-Австралийская, Крозе,    Африкано-Антарктиче ская, Австрало-Антарктическая и       Западно-Австралийская),Яванский глубоководный желоб, подводную окраину Северо-За­ падной Австралии (Тиморское море). Наиболее значительны Бенгальский и Западно-Австра­ лийский нефтегазоносные бас­ сейны.

•     Бенгальский    нефтегазо­ носный    бассейн    охватывает Бенгальский залив и северную часть    Центрально-Индийской котловины. Размеры его     3000x1000 км, площадь —2,75 млн, км2.    Нефтегазовые    ресурсы бассейна изучены слабо.

•     Западно-Австралийский нефтегазоносный бассейн охватывает подводную конти­ нентальную окраину ЗападнойАвстралии.    Ширина    шельфа до 300 км, площадь его — 0,5 млн. км2    Площадь континен­ тального склона 0,3 млн. км2.Вдоль западного и северо-за­ падного побережья Австралии протягивается серия рифтоген ных прогибов: Перт, Карнарвон, Дампир, Броуз, Бонапарт-Галф.С этими прогибами связаны одноименные нефтегазоносные суббассейны.

www.energycenter.ru

Солнечная тепловая добыча нефти вторичным методом • ru.knowledgr.com

Солнечная тепловая добыча нефти вторичным методом (сократил солнечный EOR) является формой тепловой добычи нефти вторичным методом (EOR), техника, примененная поставщиками нефти, чтобы добыть больше нефти из назревающих нефтяных месторождений. Солнечный EOR использует солнечные батареи, чтобы сконцентрировать энергию солнца нагреть воду и произвести пар. Пар введен в нефтехранилище, чтобы уменьшить вязкость или тонкое, тяжелое сырье, таким образом облегчающее его поток на поверхность. Тепловые процессы восстановления, также известные как паровая инъекция, традиционно сожгли природный газ, чтобы произвести пар. Солнечный EOR, оказывается, жизнеспособная альтернатива газовому производству пара для нефтедобывающей промышленности. Солнечный EOR может произвести тот же самый качественный пар как природный газ, достигнув температур до 750˚F (400˚C) и 2 500 фунтов на квадратный дюйм.

В то время как типичные запущенные топливом steamflood операции вводят пар в землю по постоянному уровню, исследование, проводимое, приводя поставщиков нефти, показывает, что паровая инъекция с плавающей ставкой не оказывает негативного влияния на производственных уровнях. В действительности солнечный EOR мог поставлять до 80 процентов ежегодных паровых требований области, вводя солнечно произведенный пар в течение солнечных часов и уменьшенное количество газового пара ночью или в менее солнечную погоду или климаты. Этот метод интеграции солнечного EOR переместит большие суммы потребления газа, не затрагивая объем добычи нефти.

Технология

В то время как есть много типов солнечных к пару технологий, часто называемых солнечной тепловой или сконцентрированной солнечной энергией, только два в настоящее время развертываются для солнечного EOR.

Центральная башня

Первоначально разработанный для создания электричества, центральная башня или технология башни власти, использует область больших зеркал прослеживания, названных heliostats, чтобы сконцентрировать солнечный свет на котле, заполненном водой, которая опирается на центральную башню. Энергия солнца отражена на котле, чтобы произвести пар, который используется, чтобы повернуть традиционную турбину, чтобы создать электричество. Для EOR процесс заканчивается при производстве пара. Высокотемпературный пар, сделанный из деминерализованной воды в приемнике башни, проходит через теплообменник, производя пар более низкой температуры от питательной воды месторождения нефти высокого загрязнения при более низких температурах. Пар питается в заголовки распределения, которые приводят к нагнетательным скважинам, которые передают пар в нефтеносное формирование.

Вложенное корыто

Вложенная архитектура корыта заключает в капсулу солнечную тепловую систему в пределах подобной оранжерее теплицы. Теплица создает защищенную окружающую среду, чтобы противостоять элементам, которые могут отрицательно повлиять на надежность и эффективность солнечной тепловой системы.

Легкий вес изогнулся, солнечно размышляющие зеркала приостановлены в пределах структуры теплицы. Система слежения единственной оси помещает зеркала, чтобы отследить солнце и сосредоточить его свет на сеть постоянных стальных труб, также приостановленных от структуры теплицы. Пар произведен, непосредственно используя, вода качества нефтяного месторождения, как потоки воды от входного отверстия всюду по длине труб, без теплообменников или промежуточных рабочих жидкостей.

Произведенный пар тогда питается непосредственно существующую паровую распределительную сеть области, где пар непрерывно вводится глубоко в нефтехранилище. Защита зеркал от ветра позволяет им достигать более высоких температурных показателей и препятствует тому, чтобы пыль росла в результате от воздействия до влажности. Компания заявляет, что ее технология может произвести высокую температуру для EOR для британских тепловых единиц за приблизительно 5$ за миллион в солнечных регионах, по сравнению с между 10$ и 12$ для других обычных солнечных тепловых технологий.

Текущие проекты

21Z в Маккиттрике, Калифорния

Солнечный GlassPoint был партнером Нефти Ягоды, самого большого независимого поставщика нефти Калифорнии, чтобы развернуть первый в мире коммерческий солнечный проект EOR. Уполномоченный в феврале 2011, проект расположен на 100-летнем нефтяном месторождении McKittrick в Маккиттрике, Калифорния. Выдуманный округ Керн 21Z Солнечный Проект, система охватывает примерно один акр и произведет приблизительно один миллион Btus в час солнечного тепла, заменяя природный газ, используемый для парового производства. Солнечный проект EOR был построен меньше чем за шесть недель и является первой установкой вложенной технологии корыта GlassPoint в нефтяном месторождении.

Коалинга в Коалинге, Калифорния

В октябре 2011 Chevron Corp. и BrightSource Energy показали солнечных 29 мегаватт - средство к пару на Нефтяном месторождении Коалинги в округе Фресно, Калифорния. Коалинга солнечный проект EOR охватывает 100 акров и состоит из 3 822 систем зеркала, или heliostats, каждого двумя 10 футами (3 метра) 7-футовыми зеркалами, установленными на 6-футовом стальном полюсе, сосредотачивающем свет на 327-футовой солнечной башне.

BrightSource был законтрактован, чтобы обеспечить технологию, разработку и услуги по производству и строительству, и Chevron Technology Ventures будет управлять операциями проекта. Средство начало строительство в 2009. Сообщалось, что Chevron потратила больше, чем свои $28 миллионов по контракту, и BrightSource потерял по крайней мере $40 миллионов на проекте и раскрыл, что это проиграет намного больше.

Petroleum Development Oman

В мае 2013 Солнечный GlassPoint и Petroleum Development Oman (PDO) уполномочил первый солнечный проект Ближнего Востока EOR. PDO - совместное предприятие между Султанатом Омана, Shell и Общим количеством. Солнечное средство EOR на 7 МВт производит ежедневное среднее число 50 тонн пара без эмиссии, который питается непосредственно в существующие тепловые операции EOR в области Амала Веста PDO в южном Омане. Система в в 27 раз большем, чем первая установка GlassPoint в Нефти Ягоды 21Z нефтяное месторождение. Отчеты Petroleum Development Oman указывают, что пилоту поставили вовремя, под бюджетом, и выше технических требований продукции контракта, с потерянными ранами времени ноля. На первом году операций полностью автоматизированная система успешно превысила все промышленные испытания и производственные задачи. Система сделала запись продолжительности работы на 98,6%, ожиданий значительно чрезмерного PDO. Даже во время серьезной пыли и песчаных бурь, система, оказалось, поддержала регулярные операции.

Рынок

Мировой рынок технологий EOR был $4,7 миллиарда в 2009 и, как ожидают, будет расти с 5-летней составной годовой скоростью 28 процентов, достигнув $16,3 миллиардов в 2014. Быстро получая тягу, это утверждено, солнечный EOR окажет минимальное влияние на рынок до 2015. Поскольку солнечный EOR расширяется, поставщики нефти будут потреблять меньше газа для нефтедобычи

Согласно аналитикам-исследователям в Рэймонде Джеймсе, солнечный EOR может быть сделан более рентабельно, чем использование газа, как раз когда ток снизил стоимость. Пар представляет целых 60 процентов себестоимости для в большой степени добычи нефти. В дополнение к тому, чтобы быть стоившимся конкурентоспособного по отношению к газу, солнечный EOR обеспечивает преграду против долгосрочного подъема цены на газ. Долгосрочные ценовые проектирования помещают природный газ в $5.00/Mcf, значительно выше, чем прогноз 2011 года $3.75/Mcf. Когда поставщик нефти вкладывает капитал в солнечную систему EOR, все затраты оплачиваемы авансом, и стандартная жизнь оборудования составляет 30 лет.

Соединенные Штаты

Калифорния - многообещающая география для солнечного EOR с его высоким уровнем света и обширных запасов необработанной нефти. В настоящее время 40 процентов нефтедобычи Калифорнии развертывают паровую инъекцию для EOR, и за несколько лет вырастет до 60 процентов. Вместе пять производителей необработанной нефти – Chevron, энергия Aera, Нефть Ягоды, Равнины и Западный – поглощают приблизительно 283 Bcf газа ежегодно. Это равняется 1,3 процентам полного требования в Соединенных Штатах. Однако аналитики говорят, что солнечный EOR мог заменить 20 процентов природного газа, используемого для EOR в Калифорнии.

Ближний Восток

У

Персидского залива есть исключительно благоприятная инсоляция, которая в некоторых местоположениях превышает уровни в Пустыне Мохаве, которая является фактором в создании солнечного EOR очень перспективный там. Другой фактор менее очевиден, но еще более важен: за исключением Катара, страны Персидского залива нуждаются в природном газе и фактически должны импортировать газ. Ограниченные поставки природного газа усугублены, вырастив местные экономические системы, которые требуют природного газа для опреснения воды, электричества и другого промышленного использования.

При помощи солнечного, вместо газа, чтобы произвести пар для EOR, ближневосточные компании могут расширить свои внутренние поставки природного газа на более высокое использование стоимости. Это особенно важно для Омана, который настойчиво преследует EOR – например, в области Mukhaizna, которая управляется Occidental Petroleum. Оман построил экспортный терминал природного газа, но так как его нефтедобыча достигла максимума в 2000, страна перенаправила газ для используемого в его действиях EOR. Дефицит газа в Омане означает цену есть приблизительно 10$ за MCF, Оман в настоящее время использует существенное количество своего природного газа для EOR. Отчет, опубликованный Эрнст энд Янг в январе 2014, нашел, что полномасштабное развертывание солнечного EOR в Омане, в котором солнечный пар составлял 80% тепловых потребностей EOR Омана, могло спасти до пятисот миллионов кубических футов (bcf) газа в день и внести больше чем $12 миллиардов в оманском ВВП к 2023.

История

В 1983 Солнечный ARCO построил солнечного парового пилота производства использование центральной технологии башни в Тафте, Калифорния. Система произвела один мегаватт тепловой энергии во время пиковых условий работы. Хотя технически выполнимо, система не была рентабельна и не копировалась. [4] пилот ARCO был первым разом, когда солнечный пар был применен, чтобы облегчить восстановление необработанной нефти.

Внешние ссылки

http://www

.google.com/patents/US7472548

Solar Augmented Geothermal Energy (SAGE) - Американские доступные 7 472 548

B2

Резюме

Аппарат и метод раскрыты для хранения солнечной энергии в недрах геологическое водохранилище. Метод включает передачу сконцентрированной солнечной тепловой энергии в жидкость, таким образом производя сверхкритическую жидкость. Сверхкритическая жидкость тогда введена в недра геологическое водохранилище по крайней мере через одну нагнетательную скважину. Недра геологическое водохранилище могут быть очень водопроницаемыми и пористыми осадочными стратами, исчерпанной областью углеводорода, областью углеводорода истощения, исчерпанным нефтяным месторождением, нефтяным месторождением истощения, исчерпанным месторождением газа или месторождением газа истощения. После того, как обвиненный в сверхкритической жидкости, недра геологическое формирование формирует синтетическое геотермическое водохранилище.

ru.knowledgr.com

Запасы и месторождения нефти

  Запасы и месторождения   нефти  

•   В пределах Мирового океа­на установлено около 70 нефте­ газоносных или потенциальнонефтегазоносных      бассейнов или провинций      (рис 1). Ге­ нетически    они     разнородны, поэтому при анализе целесо­ образно сгруппировать их по ге­ ографическому признаку в семь основных регионов: Северный Ледовитый океан, Северная Ат­ лантика, Южная Атлантика, за­падная часть Индийского океа­ на, восточная часть Индийского океана, западная часть Тихого океана, восточная часть Тихогоокеана.

•   Северный Ледовитый океан относится к наименее изученно­ му в нефтегазоносном отноше­ нии региону Мирового океана. Характеризуется сложными при­ родно-климатическими услови­ ями, сдерживающими освоение его    нефтегазовых    ресурсов. Относительно исследована юго- западная часть, где выделяютСеверо-Аляскинский,      дельты р. Макензи — моря Бофорта и Свердрупскнй      нефтегазонос­ ные бассейны. Кроме того, к по­ тенциально    нефтегазоносным относят бассейны на шельфе Гренландии и Евразии. Северо- Аляскинский   нефтегазоносный бассейн площадью 462 тыс. км включает в себя краевой прогибКолвилл и две впадины (Умнат на востоке и Чукотскую на запа­ де), разделенные сводом Бар­ роу. В пределах бассейна выяв лено свыше 30 месторождений углеводородов, большая часть которых располагается в аква­ тории.

•   Наиболее крупное, преиму­ щественно    нефтяное,    место­ рождение бассейна Прадхо-Бей открыто в 1968 г. Основные за­ лежи нефти сосредоточены в песчаниках триаса (на глубине 2460—2650   м),   юры   (2060—2150 м) и в каменноугольных известняках (2680— 3190 м).Большая часть залежей распо­ ложена на суше. Геологические запасы нефти этого месторож­ дения оцениваются в 3 млрд. т.При коэффициенте извлечения 32- -43 % извлекаемые запасы составят 0,97—1,32 млрд. т. Из­влекаемые запасы газа – 736 млрд. м. Разработка месторож­ дения началась в 1977 г. После сооружения Трансаляскинского нефтепровода протяженностью 1287 км. Эксплуатация этого ме­сторождения в течение 10 лет принесла США доход 100 млрд. дол. К западу от месторождения Прадхо-Бей в 1976 г. в юрскихпесчаниках выявлено крупное нефтяное месторождение Ку парук-Ривер   с   извлекаемыми запасами нефти до 200 млн. т. В 1980 г. в песчаниках триаса, юры и мела открыто нефтяное месторождение      Милн-Пойнт.К востоку от   месторождения Прадхо-Бей на побережье об­ наружено    четыре    месторож дения в песчаных коллекторах палеогена и три месторождения па шельфе (Сег-Дельта, Дак- Айленд, Флаксаман-Айленд) в каменноугольных отложениях, отложениях верхнего триаса и мела.

•    В целом, разведанные из­ влекаемые запасы углеводоро­ дов 16 морских месторожденийСеверо-Аляскинского бассейна составляют 1,5 млрд. т нефти и 750 млрд. м, газа. Потенциаль­ ные ресурсы оцениваются при­ близительно в 3 млрд. т нефти и 1,7 трлн. м. газа.

•    Нефтегазоносный бассейндельты р. Маккензи — моря Бо­форта занимает площадь 120 тыс. км размеры его 120 X 500 км . Поисковое бурение начато в 1965 г. Первое месторожде­ ние нефти (Аткинсон) открытоздесь в 1970 г. Всего в бассейне выявлено 25 нефтяных и газо­ вых месторождений. Наиболеекрупные газовые месторожде­ ния на    побережье — Таглу и Парсонс — имеют извлекаемые запасы газа порядка 100 млрд.м. каждое. Непосредственно на шельфе моря Бофорта бурение было начато в 1979 г. с искус­ственных островов в 10 — 15 км от дельты р. Макензи. Сразу же были открыты два газонеф­ тяных месторождения — Адю и Гарри. В 1976 г. начато бурение с плавучих буровых установок, приведшее к открытию в 1978г. крупнейшего нефтяного ме сторождения Копаноар. Место­ рождение находится в 50 км от берега, глубина воды здесь 57 м . Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 247 млн. т. За­лежи залегают на глубине по­рядка 3,5 км.

www.energycenter.ru

Нефтяное месторождение - это... Что такое Нефтяное месторождение?

 Нефтяное месторождение         а. oil field; н. Erdolfeld, Erdollagerstatte; ф. gisement de petrole, champ petrolier; и. yacimiento de petroleo, yacimiento de oil, deposito de petroleo, deposito petrolifero) - совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или неск. ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади. Границы смежных H. м. проводятся по контурам смежных залежей соседних площадей. Большинство предложенных классификаций H. м. базируется на тектонич. представлениях. H. м. приурочены к следующим осн. тектонич. элементам; платформам c докембрийским (дорифейским или частично байкальским) складчатым основанием; молодым платформам c палеозойским и частично байкальским складчатым основанием; краевым прогибам перед складчатыми сооружениями герцинского, мезозойского, альпийского возраста; эпигеосинклинальным орогенным областям; эпиплатформенным орогенным областям.         Осн. параметры, характеризующие H. м.: геол. строение площади м-ния, расположение локальной структуры относительно структур более высокого порядка, наличие разл. структурных планов, характеристика продуктивных горизонтов и флюидоупоров, типы и кол-во ловушек и залежей, фазовое состояние углеводородов в залежах, запасы, их плотность по площади и др. H. м. может объединять неск. структурных этажей, что очень усложняет его разведку и разработку и требует изучения соотношений в плане контуров залежей между собой и c контурами структур.         Пo числу залежей H. м. могут быть однозалежными или многозалежными, по фазовому содержанию углеводородов - нефтяные, газонефтяные, газоконденсатно- нефтяные.         Пo запасам выделяют супергигантские (более 500 млн. т извлекаемой нефти), гигантские (от 100 до 500 млн. т), крупные (от 30 до 100 млн. т), средние (от 10 до 30 млн. т), мелкие (меньше 10 млн. т) и непромышленные H. м. C. П. Максимов.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

  • «Нефтяник»
  • «Нефтяное хозяйство»

Смотреть что такое "Нефтяное месторождение" в других словарях:

  • Нефтяное месторождение — Нефтяное месторождение  совокупность залежей нефти на определённой территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются нефтяные скважины, которые строятся в процессе бурения …   Википедия

  • нефтяное месторождение — залежь нефти — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы залежь нефти EN oil deposit …   Справочник технического переводчика

  • Нефтяное месторождение — ► petroleum deposit Совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади. Границы смежных месторождений проводятся по контурам смежных… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • нефтяное месторождение — 3.19 нефтяное месторождение: Месторождение, содержащее только нефть, насыщенную в различной степени газом. Источник: ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Нефтяное месторождение Брент — Географическое положение Нефтяное месторождение Брент расположено в северной части грабена Викинг Центрально Северноморской рифовой системы Северноморского нефтегазоносного бассейна. Открыто в июле 1971 года. Разрабатывается компанией Royal Dutch …   Википедия

  • нефтяное месторождение с газонапорным режимом — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas controlled oil field …   Справочник технического переводчика

  • нефтяное месторождение с режимом растворенного газа — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN solution gas expansion pool …   Справочник технического переводчика

  • нефтяное месторождение стратиграфического типа — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN stratigraphic oil fieldstratigraphic oil field …   Справочник технического переводчика

  • нефтяное месторождение, разрабатываемое с помощью газонапорного режима — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas drive field …   Справочник технического переводчика

  • Нефтяное месторождение Тенгиз — Координаты: 46°09′10″ с. ш. 53°23′00″ в. д. /  …   Википедия

dic.academic.ru