ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ. Тарасовское месторождение нефти


Тарасовское месторождение: информация и карта

Тарасовское месторождение открыто в 1984 году.

По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района.

Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе. Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта. Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года. В 1984 году Главтюменьгеологией получением фонтана нефти в скважине № 121.

В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуатации, составленного СибНИИНП в 1984 году. Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12. В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения».

Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года. В разработке находятся 7 основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью. Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах. Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих). Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.

Тарасовское месторождение находится в разработке с 1987 года на основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году. Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский ( БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), готерив-барремский ( БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4, 2БСЗ, 1БСЗ, БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов. По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа. В тектоническом отношении Тарасовское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями. Основными залежами на месторождении считаются ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14. Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.

Тарасовское месторождение: координаты

64°21'14.7"N 77°37'36.5"E

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru

Тарасовское месторождение - Нефтяник Нефтяник

Тарасовское нефтяное месторождение размещено в северной частиЗападно-Сибирской низменности в междуречье рек Айваседопури Пякупур. В административном положении оно размещено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкогоавтономного округа Тюменской сфере деятельности.

Ближайшими городами считаются: местный центрп. Тарко-Сале,размещенный в 45 кмсевернее месторождения, поселки Пурпе и населенный пункт Губкинскийсоответственно в 40 и 45 кмзападнее и г.Ноябрьск в 180 км к юго-западу.

Вблизи населенных пунктов Тарко-Сале иПурпе проходит стальная проезжая часть Тюмень-Новый Уренгой, действующий газопровод Уренгой-Челябинск-Новополоцк проходит в 30 км к юго-западу от Тарасовского месторождения, а нефтепроводы Самотлор-Куйбышев, Самотлор-Александровск-Анжеро-Судженск и Самотлор-Курган-Уфа-Альметьевск в 370 км южнее.

Близлежащими нефтяными месторождениями, припасы каких утвержденыв ГКЗ считаются: Восточно-Таркосалинское,настроенное в 60 кмсеверо-восточнее, Комсомольское и Губкинское,размещенные соответственно в 50 км и 80 км западнее, Муравленковскоеи Суторминское, настроенные соответственно в 145и 155 кмюго-западнее от Тарасовского месторождения.

В орогидрографическомотношении Тарасовское месторождение находится в междуречье рек Айваседопур и Пякупур,являющем собой слегка всхолмленную, заболоченную, с многочисленными озерами равнину с абсолютными отметками рельефа от +33 до +80 м.

Реки Айваседопур и Пякупур считаются основными воднымиартериями исследуемого района, равнинные, тихо-мирные, располагают много притоков,формируют массовые отмели и песчаные косы. Средняя скорость протяжения 0.7м/с. Судоходны всего лишь в течение весеннего паводка (июнь). Ледостав стартует воктябре, а в первой половине декабря лед делается пригодным в пользу не опасного движениягусеничного транспорта.

Сплошныелесные массивы в основном из хвойных пород посвящены поймам рек, а водораздельные пространства заболочены ипокрыты тундровой растительностью илиственным редколесьем. Залесенность территориисоставляет 40 процентов.

Могучая заболоченностьрайона связана с развитием извечной мерзлоты, которая имеет островной характер иразличную бездну залегания. По достоверным сведениям электрокаротажаскважин 76 и 85 нижняя граница ее прослеживается на безднах 226-256 м. Мерзлотаобразует водонепроницаемый слой, мешающий фильтрации поверхностных вод впериод сезонного высыхания и оттаивания основы.

Климат района быстро континентальный с суровойпродолжительной в зиму и коротким, дождливым и прохладным в летний сезон. Самый холодныймесяц январь, морозы достигают –550С. Самая большая температура июля+370С. Среднегодовая температура варьируется от -7.50С до-8.50С. Самое большое количество осадков (до 75%) 375 мм падает с апреля пооктябрь. Преобладающее обращение ветров северо-восточное и северное – втеплый период, а в прохладный – юго-западное и южное. Скорость ветра достигает 30м/с, при средней скорости 4 м/с. Глубина промерзания грунта от 1.5 до 3.5 м. Средняя толщинаснегового покрова достигает на водоразделах 0.8 м, а в пониженныхучастках рельефа -2 м.

Главные припасы пресных подземельных вод сосредоточены вверхнем гидрогеологическом этаже, сложенном осадками турон-четвертичноговозраста. На разглядываемой территории везде где только можно развитатлым-новомихайловский водоносный горизонт, служащий основным источникомводоснабжения. По результатам бурения в Тарко-Сале глубина залегания горизонтанаходится в промежутке 50-120 м.Воды напорные, высота напора под кровлей сочиняет 40-50 м. Дебиты скважин 5.7-19.3м3/с. Нижним водоупором служат глинистые породы тавдинской свиты.

В сложный комплекс четвертичных отложенийвходят песчано-глинистые породы многообразного генезиса, составляющих единуютолщу, помещающую некоторое количество типов подземельных вод, главные из которыхнадмерзлотные и воды таликовых зон. Воды безнапорные, дебиты скважин в среднемсоставляют 4-10 л/с. Суммарная мощность четвертичного горизонта достигает 40-60 м.

Приэксплуатации месторождения рекомендуется принимать на вооружение подземельные водыапт-альб-сеноманского комплекса в пользу закачки в полезный пласт, посколькублизость химического состава вод с составом вод нефтяных горизонтов обеспечиваетих старую добрую вымывающую способность, увеличивающую нефтеотдачу пласта. А также,данные воды не настоятельно просят очистки и имеют все шансы добываться непосредственным образом наэксплуатируемом месторождении.

Интересные месторождения

24 Июл

oilman.by

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Стр 1 из 5Следующая ⇒

ВВЕДЕНИЕ

 

Как показал опыт эксплуатации УЭЦН на Тарасовском месторождение широкое применение существующих типоразмеров данных установок неэффективно из – за ограниченного дебита скважин. При дебите 25 – 30 м3/сут динамический уровень составляет 1100 – 1300 м, что приводит к ненадёжной работе установки и выходу её из строя в результате частых срывов подачи. Применяемые газосепараторы из–за высокого газосодержания при максимально возможной глубине спуска УЭЦН не обеспечивают необходимую сепарацию газа для работы насоса. Кроме того, столб жидкости глушения высотой более 1000 м, определяемый максимальной глубиной спуска УЭЦН и большой глубиной залегания продуктивных горизонтов (интервал забой – приём насоса), создаёт большое противодавление на пласт, что что сильно затрудняет вывод скважины на режим эксплуатации (более 10 откачек), а иногда приводит к выходу установки из строя. В связи с многочисленными отказами УЭЦН по указанным причинам возникла насущная необходимось внедрения УШГН.

Однако эксплуатация скважин посредством ШГН вследствие высокого давления насыщения и высокого газосодержания вызывала значительные затруднения. Данную проблему попробовали решить применением большого количества различных типоразмеров УШГН, газосепараторов различных конструкций, в результате проблема была решена, однако возникла другая необходимость – необходимость оптимизации работы весьма разнообразного

фонда ШГН. Данный курсовой проект посвящен решению вопросов по снижению затрат на добычу нефти, увеличению дебита, увеличению межремонтного периода – в общем оптимизации работы скважин оборудованных УШГН.

 

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ

 

 

Тарасовское месторождение открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское , Восточно-таркосалинское .

 

 

Рисунок 1 – Карта месторождений разрабатываемых “Пурнефтегаз”

 

В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе.

Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта.

Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года.

В 1984 году Главтюменьге­ологией получением фонтана нефти в скважине №121. В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуата­ции, составленного СибНИИНП в 1984 году.

Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12.

В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения».

Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года. В разработке находятся семь основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью.

Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах.

Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих).

Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.

 

 

Таблица 2.2.

Физические свойства пластовой нефти

Тарасовского месторождения

 

Наименование ПК19 ПК19-20 ПК20
Пластовое давление, Мпа 17,8 17,1 17,1
Пластовая температура, °С
Давление насыщения, Мпа 12,4 12,4 12,5
Газосодержание, м3/т
Газовый фактор при условной сепарации, м3/т
Объёмный коэффициент 1,156 1,124 1,116
Плотность нефти, кг/м3
Объёмный коэффициент при условной сепарации   1,135   1,116   1,110
Вязкость нефти, мПа*сек 2,87 3,24 3,44
Коэффициент упругости, 1/мПа*10 16,1 12,5 12,0
Плотность нефти при условной сепарации, кг/м3

 

 

Таблица 6.1.Рекомендуемые глубины спуска ШГН

 

Тип ШГН Область применения м3/сутки Глубина спуска, метр Штанговая колонна
19 мм % 22 мм %
НСВ-29 менее 8 1500-1550-1600
НСВ-32 5-12 1400-1450-1500
НСВ-38 8-17 1300-1350-1400
НСВ(Н)-44 10-25 1200-1250-1300
  НСН-57   свыше 20 950-1000-1050
  1100-1150-1200 ¾ 25-45 % 22-55 %

 

Применение НСН-57 – ввиду не значительной допустимой глубины спуска насоса, оправдано при условии создания ограниченных значений депрессии на пласт. В остальных случаях приоритет способа эксплуатации ЭЦН.

 

6.2.2. Подбор интервала размещения

 

Влияние кривизны ствола в ННС оказывает существенное влияние на долговечность работы УШГН. В интенсивно искривленных участках скважин происходит потеря устойчивости и ускоренный износ штанговых колонн, вследствие дополнительных напряжений изгиба и вибрации, истирания муфт штанг и НКТ. Зенитный угол на участке подвески ШГН не должен превышать 40°, т.к. при невыполнении этого условия прекращается работа клапанов.

Оптимальным является размещение ШГН в интервале с интенсивностью набора кривизны не более 3 мин на 10м. При отсутствии прямолинейного участка выбирается участок с наименьшей кривизной в зоне рекомендуемых глубин спуска насоса.

В таблице 6.2. приводятся значения допустимой кривизны для типоразмеров ШГН в зависимости от диаметров ЭК, НКТ подъемника и хвостовика. Условием определения допустимой кривизны задается вписываемость без изгиба насоса и НКТ (9м над насосом + 9м под насосом) в интервал ЭК.

 

Таблица 6.2.

Типо-размер ШГН Габаритные размеры ОСТ 26-16-06-86 Диаметр НКТ хвостовика, мм Допустимая кривизна ствола скважины, мин/10метров  
Диаметр, мм Длина, мм  
Условный диаметр ЭК,мм  
 
НВ-29;32 48,2 14.0 16,9 27,5  
17,1 20,0 30,7  
НВ-38;44 59,7 11,2 14,0 24,6  
14,3 17,2 27,8  
НН-44 9,0 12,0 23,0  
12,3 15,3 26,3  
НН-57     5,5 8,4 19,3  
8,7 11,7 22,6  

 

При углах отклонения оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12° искривление ствола скважины не должно превышать 30 мин на 10 метров. Это ограничение вводится для предотвращения изгиба оси цилиндра насоса под собственным весом, т.к. из-за высокой гибкости корпуса насос при больших наклонах ( выше 12°), располагаясь на нижней образующей обсадной колонны, повторяет профиль скважины.

 

 

6.2.3. Рекомендуемое дополнительное оборудование УШГН

 

“Тяжелый низ”

Наибольшие растягивающие напряжения действуют в верхней части колонны, наименьшие – в нижней. Однако в нижней части колонны могут возникнуть и сжимающие напряжения при ходе вниз, поэтому в этих условиях данный участок усиливают, т.е. применяют тяжелые штанги большего диаметра.

Исходя из необходимой массы утяжеленного низа 80 кг – для диаметра 44мм, 160 кг – для диаметра 57мм, рекомендуется устанавливать над насосом:

для НСН(В)-44, - 13 штанг диаметром 22мм, или 6 штанг диаметром 25мм, для НСН-57 – 26 штанг диаметром 22мм, или 12 штанг диаметром 25мм.

При этом количество штанг в верхней части подвески насоса остается неизменным.

“Скребки-центраторы”

- используются для механической очистки внутренней поверхности НКТ от АСПО, предотвращают истирание штанг,

- применяются в интервалах интенсивного искривления ствола скважин, с обводненностью продукции не выше 70%,

- для предупреждения истирания НКТ возможно использовать скребки- центраторы изготовленные из полиамида с графитовым напылителем.

“Хвостовики”

- хвостовики ниже приема насоса устанавливаются для уменьшения относительной скорости движения фаз ГЖС в стволе скважины, что приводит к снижению застойных зон пластовой воды и раствора глушения ниже приема насоса. Этот процесс приводит к снижению плотности жидкости ниже приема насоса и забойного давления,

- длина хвостовика устанавливается из условия: глубина спуска насоса с хвостовиком должна превышать половину глубины ЭК и обеспечивать глушение скважины не более чем в 2 цикла, для хвостовиков применяются НКТ диаметром 60мм.

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. –М.: Недра, 1979.

–264 с.

2. Анализ показателей и технологический режим работы УШГН в НГДП “Тарасовскнефть”

3. Временный регламент по эксплуатации ШГН

4. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов. –Уфа: УГНТУ, 2000. –122 с.

5. Ишмурзин А.А. Повышение эффективности эксплуатации малодебитных скважин штанговыми насосными установками. –Уфа: УГНТУ, 1998. –104 с.

6.Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. –М.: Недра, 1980. –320 с.

7. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. –М.: Недра, 1984. –271 с.

8. “Нефтяное хозяйство”, июль 2000.

9. Регламент по подбору и ремонту ШГН

10. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добычи нефти. –М.: Недра, 1979. –270 с.

ВВЕДЕНИЕ

 

Как показал опыт эксплуатации УЭЦН на Тарасовском месторождение широкое применение существующих типоразмеров данных установок неэффективно из – за ограниченного дебита скважин. При дебите 25 – 30 м3/сут динамический уровень составляет 1100 – 1300 м, что приводит к ненадёжной работе установки и выходу её из строя в результате частых срывов подачи. Применяемые газосепараторы из–за высокого газосодержания при максимально возможной глубине спуска УЭЦН не обеспечивают необходимую сепарацию газа для работы насоса. Кроме того, столб жидкости глушения высотой более 1000 м, определяемый максимальной глубиной спуска УЭЦН и большой глубиной залегания продуктивных горизонтов (интервал забой – приём насоса), создаёт большое противодавление на пласт, что что сильно затрудняет вывод скважины на режим эксплуатации (более 10 откачек), а иногда приводит к выходу установки из строя. В связи с многочисленными отказами УЭЦН по указанным причинам возникла насущная необходимось внедрения УШГН.

Однако эксплуатация скважин посредством ШГН вследствие высокого давления насыщения и высокого газосодержания вызывала значительные затруднения. Данную проблему попробовали решить применением большого количества различных типоразмеров УШГН, газосепараторов различных конструкций, в результате проблема была решена, однако возникла другая необходимость – необходимость оптимизации работы весьма разнообразного

фонда ШГН. Данный курсовой проект посвящен решению вопросов по снижению затрат на добычу нефти, увеличению дебита, увеличению межремонтного периода – в общем оптимизации работы скважин оборудованных УШГН.

 

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ

 

 

Тарасовское месторождение открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское , Восточно-таркосалинское .

 

 

Рисунок 1 – Карта месторождений разрабатываемых “Пурнефтегаз”

 

В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе.

Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта.

Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года.

В 1984 году Главтюменьге­ологией получением фонтана нефти в скважине №121. В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуата­ции, составленного СибНИИНП в 1984 году.

Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12.

В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения».

Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года. В разработке находятся семь основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью.

Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах.

Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих).

Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.

 

 

Читайте также:

lektsia.com

Тарасовское месторождение | Месторождения | Neftegaz.RU

Тарасовское месторождение открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе.Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта.Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года.В 1984 году Главтюменьгеологией получением фонтана нефти в скважине №121. В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуатации, составленного СибНИИНП в 1984 году.Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12.В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения».Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года. В разработке находятся 7 основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении.Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью.Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения.Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах.Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих).Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.Тарасовское месторождение находится в разработке с 1987 года на основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году.Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский ( БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), готерив-барремский ( БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4, 2БСЗ, 1БСЗ, БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов.По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа.В тектоническом отношении Тарасовское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.Основными залежами на месторождении считаются ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14.Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.

neftegaz.ru

Тарасовское месторождение, в каталоге нефтяных и газовых месторождений независимого нефтегазового Портала НефтьГазИнформ

Тип: Нефтегазоконденсатное месторождение

Местонахождение: Ямало-Ненецкий АО

Координаты: 64.1675, 77.832222

Расположение месторождения

По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.

В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе. Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта. Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года.

История:

Открыто в 1984 году Главтюменьгеологией получением фонтана нефти в скважине № 121.

В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуатации, составленного СибНИИНП в 1984 году. Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12. 

В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения». 

Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года.

Показатели:

В разработке находятся 7 основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью. Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах. Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих). Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.  

Тарасовское месторождение находится в разработке с 1987 года на основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году. Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский ( БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), готерив-барремский ( БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4, 2БСЗ, 1БСЗ, БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). 

Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов. По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа. 

В тектоническом отношении Тарасовское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями. Основными залежами на месторождении считаются ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14. Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.

oilgasinform.ru

Тарасовское месторождение - NefteGaz.kz

Тарасовское месторождение открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе. Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта. Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года. В 1984 году Главтюменьгеологией получением фонтана нефти в скважине №121. В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуатации, составленного СибНИИНП в 1984 году. Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12. В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения». Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года. В разработке находятся 7 основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью. Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах. Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих). Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения. Тарасовское месторождение находится в разработке с 1987 года на основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году. Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский ( БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), готерив-барремский ( БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4, 2БСЗ, 1БСЗ, БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов. По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа. В тектоническом отношении Тарасовское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями. Основными залежами на месторождении считаются ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14. Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.

www.neftegaz.kz

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ. Освоение Тарасовского месторождения

Похожие главы из других работ:

Артезианские воды

1.1 Общие сведения

Артезианские воды - это подземные воды, заключённые между водоупорными слоями и находящиеся под гидравлическим давлением. Водоносными являются пласты, сложенные песками, известняками...

Бурение нефтяных и газовых скважин

1.1 Общие сведения

Колонковое бурение является основным техническим способом разведки месторождений твердых полезных ископаемых...

Изучения конструкции и принципа работы карьерных экскаваторов. Особенности нагрузок рабочего оборудования в процессе работы

1. Общие сведения

Известны следующие основные способы разрушения горных пород: механический, взрывной и гидравлический. Наиболее распространенным является механический, с помощью которого разрушается примерно 85% почв от объема всех землеройных работ...

История открытия Штокмановского газоконденсатного месторождения

2.1 Общие сведения

...

История открытия Штокмановского газоконденсатного месторождения

3.1 Общие сведения

Компания «Штокман Девелопмент АГ» -- совместное предприятие, зарегистрированное 15 февраля 2008 года для решения задач финансирования, проектирования...

Маркшейдерско-геодезические работы при строительстве хвостохранилища на золоторудном месторождении "Секисовское"

1.3.1 Общие сведения

Тахеометрическая съемка выполняется самостоятельно для создания планов или цифровых моделей небольших участков местности в крупных масштабах (1: 500 - 1: 5000) либо в сочетании с другими видами работ...

Методы изучения напряженного состояния горных пород

Общие сведения

Согласно общепринятому определению под напряжением у понимают силу F, действующую на единицу площади S. Для того чтобы говорить о напряжениях в точке пространства, площадь действия силы устремляют к нулю, т.е...

Освоение Тарасовского месторождения

4. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УСТАНОВКАХ ШТАНГОВЫХ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ [УШГН] ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ТАРАСОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

В настоящее время установками штанговых глубинных насосов в ЦДНГ-2 НГДП эксплуатируются скважины либо малодебитные, либо сильно обводнившиеся. Несмотря на значительную долю скважин, оборудованных ШГН, в общем количестве скважин...

Проект вскрытия и разработки первого участка Мугунского месторождения

1.1 Общие сведения

Разрез «Мугунский», входящий в состав Сибирской Угольной Энергетической Компании, ведет горные работы по добыче угля на Мугунском буроугольном месторождении по проекту Иркутского института «Востсибгиппрошахт» с сентября месяца 1990 года...

Проект управления состоянием горного массива в очистном забое и подготовительных выработках

5.1 Общие сведения

Сопряжения лав со штреками являются наиболее ответственными узлами во всей цепи добычи угля. Они представляют собой участки кровли, испытывающие повышенное горное давление. В приделах этих участков, по мере подвигания очистного забоя...

Проект управления состоянием горного массива в очистном забое и подготовительных выработках

7.1 Общие сведения

Подготавливающие выработки, примыкающие к очистным забоям, имеют относительно малые сроки службы, но от их состояния зависит эффективность работа механизированных комплексов...

Проектирование и организация комплекса работ по стереотопографической съемке Псковской области

1. Общие сведения

Объектом работ является область площадью 30 км2 с застроенной территорией подлежащей съемки в масштабе 1:500. Псковская область образована 23 августа 1944 года. Население на 1974 год-860 тысяч человек. Делится на 24 района...

Расчет проектного полигона околоствольных выработок

1.1 Общие сведения

При строительстве шахты выполняют следующие маркшейдерские работы: · проверку числовых значений элементов и графической части проектных чертежей; · перенесение геометрических элементов проекта в натуру; · контроль за соблюдением...

Регулирующий клапан прямого действия

Общие сведения

Автоматические регуляторы подразделяются на регуляторы прямого и непрямого действия. Регуляторами прямою действия называются регуляторы, чувствительные элементы которых непосредственно развивают усилия...

Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса

2.1 Общие сведения

Сегодня, используя современные технологии для изучения шахтных пластов и проведения дегазационных работ, угольная компания может добиться значительного увеличения количества каптируемого метана в высоких концентрациях...

geol.bobrodobro.ru