Характеристика Западно-Сургутской нефти. Западно сургутская нефть


Западно-сургутское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Западно-сургутское месторождение

Cтраница 4

В табл. 25 приведены удельные капитальные вложения в добычу нефти в условиях Западно-Сургутского месторождения при различных динамических уровнях.  [46]

В табл. 2 представлены составы газовой фазы I ступени сепарации пластовой нефти Западно-Сургутского месторождения под давлением 0 4 Ша и температуре 20 С.  [47]

Специально исследовали полярные зеленые пигменты вана-дилпорфиринового концентрата для одной из ординарных нефтей ( Западно-Сургутское месторождение, скв. Для этого из концентрата порфиринов на колонке с оксидом алюминия отделяли самую полярную фракцию буро-зеленого цвета и с поглощением в области 590 - 600 нм, что характерно для зеленых полярных пигментов [99] и использовано для детектирования их присутствия в элюатах. Выделенные фракции дополнительно очищали на колонке с кремниевой кислотой и силикагелем, пропитанным ацетонит-рилом.  [48]

В целях отработки технологии эксплуатации нефтяных скважин проведены испытания гидропоршневой насосной установки в условиях Западно-Сургутского месторождения. Предварительные расчеты указывают на целесообразность такой эксплуатации.  [49]

В качестве примера на рис. 51 приведена карта [62] реологического состояния эмульсии из пласта BI Западно-Сургутского месторождения. По оси абсцисс отложены значения градиентов скорости, по оси ординат - температура. Линиями одинаковой концентрации эмульсии поле графика разбито на три зоны: / - зона переменных реологических параметров, / / - - ньютоновская зона, III - бингамовская зона. Для установления принадлежности эмульсии к тем или иным жидкостям при перекачке по трубопроводам необходимо определить градиент скорости и знать температуру потока, затем провести через известные значения градиента скорости и температуры перпендикуляры к осям координат. Точки пересечения перпендикуляров определят зону, к которой относится данная эмульсия.  [51]

На рис. 13 приведена сравнительная оценка затрат, зависящих от способа эксплуатации скважин в условиях Западно-Сургутского месторождения.  [52]

Конечный коэффициент вытеснения нефти водой для заводненных участков пластов Б [ и Б2 - з Западно-Сургутского месторождения изменяется в пределах 0 63 - 0 80, что указывает на высокую вымывающую способность сеноманских вод, используемых для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.  [53]

Однако, если по данным промыслово-геофизических исследований эксплуатационных и нагнетательных скважин, например, на Западно-Сургутском месторождении по пластам БС, БС2 3, БС ] 0, средняя работающая мощность колеблется от 24 до 65 %, то по данным гидродинамических исследований она несколько отлична там, где снятие профилей проводится на нескольких режимах.  [54]

Характеристики скважин и их продукции приведены в табл. 14, из которой следует, что нефти Западно-Сургутского месторождения по товарным свойствам относятся к классу высокосернистых, подклассу смолистых, а по содержанию парафина - к высокопа-рафинистым.  [55]

Расчеты по капитальным, эксплуатационным и приведенным затратам на годовую добычу нефти при 50 % - ной обводненности продукции скважин Западно-Сургутского месторождения показывают следующее.  [57]

На базе описанной выше математической модели, было проведено обоснование промыслового эксперимента по закачке индикатора на опытном участке пласта БСщ Западно-Сургутского месторождения.  [58]

Базовым представителем ряда установок этого типа является УГН 100 - 200 - 18, опытный образец которой прошел промышленные испытания на Западно-Сургутском месторождении ПО Сургутнефтегаз. На промыслах ОАО Сургутнефтегаз накоплен значительный опыт эксплуатации нефтяных скважин УГПН как отечественного, так и иностранного производства.  [59]

Таким образом, анализ промысловых материалов и имеющихся лабораторных исследований показал, что нижний предел нефтенасыщенности коллекторов, по которым возможно получение безводной нефти, составляет 45 - 50 % для Западно-Сургутского месторождения. Такие пропластки, а также пропластки с несколько большей остаточной водонасыщен-ностью, расположенные в пределах внутреннего контура нефтеносности, рекомендуется перфорировать.  [60]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Западно-Сургутское нефтяное месторождение — Википедия (с комментариями)

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Западно-Сургутское — нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. Открыто в 1963 году, полная эксплуатация начата в 1965 году. Общие геологические запасы нефти составляют более 500 млн. тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют 215 млн. тонн.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.

Оператором месторождения является российская нефтяная компания Сургутнефтегаз.

См. также

<imagemap>: неверное или отсутствующее изображение

В этой статье не хватает ссылок на источники информации.Информация должна быть проверяема, иначе она может быть поставлена под сомнение и удалена.Вы можете [http://o-ili-v.ru/wiki/index.php?title=%D0%97%D0%B0%D0%BF%D0%B0%D0%B4%D0%BD%D0%BE-%D0%A1%D1%83%D1%80%D0%B3%D1%83%D1%82%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B5_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5&action=edit отредактировать] эту статью, добавив ссылки на авторитетные источники.Эта отметка установлена 20 марта 2012 года.
[[К:Википедия:Статьи без источников (страна: Ошибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.)]][[К:Википедия:Статьи без источников (страна: Ошибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.)]][[К:Википедия:Статьи без источников (страна: Ошибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.)]]Ошибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.Западно-Сургутское нефтяное месторождениеОшибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.Западно-Сургутское нефтяное месторождениеОшибка Lua:

o-ili-v.ru

Западно-сургутское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Западно-сургутское месторождение

Cтраница 3

Минимальное значение относится к нефти пласта БХ Западно-Сургутского месторождения и максимальное - к нефти пласта БУШ Мегионского месторождения. Указанные величины различаются между собой в 1 88 раза, что значительно превышает отмеченное выше различие в значениях плотности исследованных нефтей. Следовательно, по сравнению с плбтностыо пластовых нефтей барический градиент этого свойства является более чувствительным параметром. Это обстоятельство может иметь существенное значение при изучении закономерностей изменения свойств нефтей в естественных условиях. Поэтому остановимся на этом параметре дополнительно.  [32]

Исследование изотопного состава углерода проведено для нефти Западно-Сургутского месторождения, скв.  [34]

В продуктах гидролиза концентратов, выделенных из нефти Западно-Сургутского месторождения ( Западная Сибирь), преобладают глицин и глутаминовая кислота, а в наименьших количествах содержится треонин.  [35]

По изложенной схеме проведены расчеты для скважины в условиях Западно-Сургутского месторождения. Скважина эксплуатируется механизированным способом в течение 18 лет.  [36]

Характерной особенностью доюрского разреза, вскрытого скважиной 937 на Западно-Сургутском месторождении, является наличие в верхней части потоков гиалобазальтов вариолито-стекловатой структуры с неоднородным вулканическим стеклом, преобладание среди кристаллов плагиоклаза скелетных форм, полых футляровидных кристаллов, крестообразных сростков, изогнутых волосовидных микролитов, образующих сноповидные или радиально-лучистые агрегаты. Преобладающей структурой являются различные разновидности интерсертальной, в том числе и структура спинифекс - показатель быстрого охлаждения лав.  [37]

По варианту ( см. рис. 11.2, б) ( Западно-Сургутское месторождение) на КСП проводят частичное обезвоживание нефти.  [38]

Исследования эмульсий пластов Б:) Б11 ш и Бх Западно-Сургутского месторождения показали, что они способны в статическом состоянии образовывать структуры, характеризующиеся высоким значением статического напряжения сдвига; это обусловливает возможность возникновения больших пусковых давлений при транспорте эмульсий по трубопроводам.  [40]

Экономическая эффективность применения одновременной раздельной эксплуатации скважин видна на примере Западно-Сургутского месторождения.  [41]

Характерно для них наличие больших водонефтяных зон, достигающих на Западно-Сургутском месторождении 60 % площади нефтеносности.  [42]

На рис. 69 представлена карта реологического состояния эмульсии пласта Б: Западно-Сургутского месторождения в зависимости от условии ее движения в трубопроводе.  [44]

Эксперименты показали, что при добаьке в нефть и водо-нефтя-ную эмульсию Западно-Сургутского месторождения ацетона и ацетонового раствора смеси диметилдихлорсилана и метилтрихлорсилана снижается вязкость нефти и эмульсии.  [45]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Западно-Сургутское НМ (нефтяное месторождение) - B2B GLOBAL

Дополнительная информация

Западно-Сургутское — нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. Открыто в 1963 году, полная эксплуатация начата в 1965 году. Общие геологические запасы нефти составляют более 500 млн. тонн. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют 215 млн. тонн.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.

Оператором месторождение является российская нефтяная компания Сургутнефтегаз.

В 2014 году ПГ «Генерация» выиграла тендер ОАО «Сургутнефтегаз» на производство и поставку семи буровых установок для эксплуатационного кустового и разведочного бурения с условной глубиной бурения 4000 метров и грузоподъёмностью 250 тонн.

Для реализации контракта планируется в кротчайший срок спроектировать и изготовить самые современные буровые установки УБК 250 МК-Ч, доработанные и усовершенствованные в соответствии с требованиями ОАО «Сургутнефтегаз», которые по своим техническим параметрам и эффективности использования будут выгодно отличаться от установок уже введенных в эксплуатацию.

ПГ «Генерация» последние десять лет работала над задачей - стать авторитетным российским производителем бурового оборудования и специалисты ОАО «Сургутнефтегаз» оценили все имеющиеся сегодня у компании составляющие успеха: современную модернизированную производственную площадку - ОАО «Буланашский машиностроительный завод» (Свердловская область), собственный Инжиниринговый центр буровых установок, а также удачный опыт строительства первой полнокомплектной буровой установки УБК-320 МКС-Ч, полностью готовой к эксплуатации и семи комплексов энергообеспечения и автоматизации буровых, уже получивших признание у буровиков ОАО «Сургутнефтегаз».

Буровые установки ПГ «Генерация» выгодно отличает от конкурентов успешная реализация принципа эффективности использования. Это достигается за счет снижения затрат на бурение и повышение скорости проходки скважины. Наряду с модульным исполнением в новых буровых будут реализованы: вышка с открытой передней гранью, адаптированная для работы с четырьмя типами верхнего силового привода; балкон верхового с возможностью установки до 8000 метров бурильных труб; цифровая система управления частотно - регулируемыми приводами. Буровые установки УБК 250 МК-Ч предназначены для эксплуатации в районах с холодным климатом и имеют современную энергосберегающую систему обогрева.

В соответствии с условиями контракта начало поставки инновационных буровых установок УБК-250 МК-Ч «Генерация» запланировано на 2015 год. ПГ «Генерация» предоставлен опцион на поставку дополнительно пяти буровых установок в 2015-2017 годах.

bbgl.ru

Западно-сургутское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Западно-сургутское месторождение

Cтраница 1

Западно-Сургутское месторождение расположено на Сургутском своде. В разрезе месторождения установлены три основные залежи в продуктивных пластах БСь БСг-з, БСю.  [1]

Западно-Сургутское месторождение расположено в 30 км северо-восточнее Усть-Балыкского и приурочено к Сургутскому своду.  [3]

Западно-Сургутское месторождение, как и Усть-Балыкское, на второй стадии разработки характеризуется неравномерной выработкой запасов из пластов, эксплуатирующихся одной скважиной.  [4]

Западно-Сургутского месторождения ( см. рис. 2.166) сравнение термограмм в остановленной скважине ( 1) и в режиме притока ( 2, 3) однозначно показывают работу перфорированного пласта АС8 и отсутствие перетока. Следовательно, полученный при освоении данной скважины приток воды свидетельствует о водонасыщенности перфорированного пласта.  [6]

Западно-Сургутском месторождении следует считать закачку в пласты Б; и 62 - 3 сеноман-ских вод с целью поддержания пластового давления.  [7]

Для Западно-Сургутского месторождения необходимо раздельное регулирование разработки всех пластов.  [8]

На Западно-Сургутском месторождении предусмотрен перевод всех скважин на механизированную добычу на первом этапе разработки.  [9]

На Западно-Сургутском месторождении он разрабатывается с применением трех - и пятирядной систем разработки.  [10]

На Западно-Сургутском месторождении начали закачку ОКМ ( неионогенные ПАВ с содержанием окиси этилена 55 - 65 %) в очаговую нагнетательную скв. Скважина была освоена под нагнетание в октябре 1976 г. и при закачке воды средняя приемистость составляла 316 - 400 м3 / сут.  [11]

Обь является Западно-Сургутское месторождение НГДУ Сургутнефть.  [12]

При разбуривании Западно-Сургутского месторождения было также установлено, что продуктивные пласты по характеру и степени насыщения обладают значительной неоднородностью. Кроме того, выявлено, что после семилетней эксплуатации месторождения во вновь пробуренных скважинах на крыльевых участках структуры насыщенность пластов значительно. Уменьшение нефтенасыщенности в приконтурной зоне пластов является следствием перемещения нефти в сторону зоны эксплуатации. Все это накладывает свой отпечаток на характер вскрытия пластов перфорацией и процесс обводнения скважин, в связи с чем встал вопрос об определении нижнего предела нефтенасыщенности пластов, при котором возможно получение безводной нефти. Для этого были взяты все скважины, по которым имелись определения коэффициент та нефтенасыщенности пластов и проведено сопоставление их с результатами эксплуатации.  [13]

Дегазированные нефти Западно-Сургутского месторождения смолистые, сернистые и высокосернистые ( классы II и III), парафиновые ( вид Щ), имеют плотность и вязкость, близкие к средним значениям.  [14]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Характеристика Западно-Сургутской нефти — практическая работа

В тяжелые дизельные  топлива вводят деактиваторы металлов, противоизносные и депрессорные присадки.

Дизельное экспортное топливо (ТУ 38.401-58-110–94) — вырабатывают для поставок на экспорт, содержание серы 0,2%. Исходя из требований к содержанию серы, дизельное экспортное топливо получают гидроочисткой прямогонных дизельных фракций. Для оценки его качества по требованию заказчиков определяют дизельный индекс (а не цетановое число, как принято ГОСТ 305–82). Кроме того, вместо определения содержания воды и коэффициента фильтруемости экспресс-методом устанавливают прозрачность топлива при температуре 10°С.

Таблица 8

 

Характеристики дизельного экспортного топлива (ТУ 38.401-58-110–94)

Показатели

Норма для марок

ДЛЭ

ДЗЭ

Дизельный индекс, не менее

53

53

Фракционный состав: перегоняется при температуре, °С, не выше:

50 %

280

280

90 %

340

330

96 %

360

360

Кинематическая  вязкость при 20 °С, мм2/с

3,0-6,0

2,7-6,0

Температура, °С:

застывания, не выше

-10

-35

предельной  фильтруемости, не выше

-5

-25

вспышки в закрытом тигле, не ниже

65

60

Массовая доля серы, %, не более, в топливе:

вида I

0,2

0,2

вида II

0,3

-

Испытание на медной пластинке

Выдерживает

Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива, не более

3,0

3,0

Зольность, %, не более

0,01

0,01

Коксуемость 10 %-ного остатка, %, не более

0,2

0,2

Цвет, ед. ЦНТ, не более

2,0

2,0

Содержание  механических примесей

Отсутствие

Прозрачность при температуре 10°С

Прозрачно

Плотность при 20°С, кг/м3, не более

860

845

 

 

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ  УСТАНОВОК 

 

Установка ЭЛОУ-АВТ

 

Нефть на установке разделяется  на следующие фракции:

    • НК-62оС – сырье изомеризации;
    • 62 – 85оС – направляем в товарный парк завода, как компонент товарного бензина. Октановое число фракции (по моторному методу) ОЧМ = 250,9 – 281*ρ204 = 250,9 – 281*0,6708 = 62, по исследовательскому методу это будет равно ОЧИ = 66;
    • 85 – 180оС – сырье установки каталитического риформинга;
    • 180 – 320оС – сырье установки гидроочистки прямогонной дизельной фракции, с целью получения зимнего дизельного топлива;
    • 320 – 350оС – сырье установки гидроочистки легких газойлей термокаталитических процессов – для получения летнего дизельного топлива;
    • 350 – 490оС – сырье установки каталитического крекинга;
    • >490оС, так как данная фракция содержит значительное количество сернистых соединений, то считаю рациональным направить этот остаток в смеси с тяжелым газойлем каталитического крекинга на установку висбрекинга для выработки низкозастывающего котельного топлива и дополнительных количеств газойлевой и бензиновой фракций. 

 

Установка каталитического  крекинга

 

Процесс каталитического  крекинга является основным процессом, направленным на углубление переработки нефти. Целевым назначением процесса является получение высококачественного компонента автобензина с октановым числом 85 – 93 (ИМ).

При каталитическом крекинге образуется значительное количество газа, богатого пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракциями (сырье для производства различных высокооктановых эфиров, алкилатов и других ценных компонентов моторного топлива). Установки каталитического крекинга являются также поставщиком сырья для химической промышленности: из газойлей крекинга получают сажевое сырье и нафталин, тяжелый газойль может служить сырьем для производства высококачественного «игольчатого» кокса.

Газ каталитического  крекинга богат непредельными углеводородами и изобутаном. Поэтому его необходимо перерабатывать в данной схеме газ поступает на ГФУ, где разделяется на ППФ, ББФ и изобутан.

Сухой газ также направляется на ГФУ на выделение этилена.

Бензин с установки  направляется в товарный парк завода на смешение с бензиновыми фракциями  с установок гидрокрекинга, каталитического риформинга, изомеризации и с прямогонной фракцией 62 – 85оС.

Легкий газойль направляется на установку гидроочистки.

Тяжелый газойль является хорошим сырьем для процесса коксования.

 

Установка гидроочистки дизельного топлива

 

Сырьем установок являются – прямогонная фракция 180 – 320оС, газойлевая фракция с установки висбрекинга, легкий газойль каталитического крекинга (ЛГКК) и прямогонная дизельная фракция 320 – 350оС.

Гидроочищенные дизельные топлива выводятся с установки в товарный парк как топлива марок ДЛЭ и ДЗЭ.

Бензин-отгон выводится на установку каталитического риформинга.

Кроме того, на установке  получается углеводородный газ и  сероводород. Фракция С3, С4 поступает на ГФУ на разделение. Сухой газ сбрасывается в топливную сеть НПЗ.

Сероводород, образующийся в результате протекания основных реакций, может быть использован либо для получения серы, либо для производства серной кислоты.

 

Установка изомеризации легкой бензиновой фракции нк – 62оС

 

Назначение установки  получение высокооктанового компонента автобензина – изомеризата (октановое число 82 – 90 по ИМ). Для получения изомеризата с более высоким октановым числом необходимо из сырьевой фракции выделить изопентан и изогексаны. Другим важным свойством (кроме октанового числа) изомеризата является его меньшее, по сравнению с бутанами, давлением насыщенных паров, что уменьшает потерю бензина от испарения при хранении и применении. Сырье установки легкие бензиновые фракции с установки ЭЛОУ-АВТ-6 и установки гидроочистки бензина.

 

Установка каталитического риформинга

 

Основное назначение процесса выработка высокооктанового компонента из низкооктановых прямогонных  бензинов, а также бензина коксования прошедшего гидроочистку. Кроме того, на установке вырабатывают дешевый  водородсодержащий газ (ВСГ), и углеводородные газы (фракция С3 – С4), поступающие на установку газофракционирования, сухой газ направляется в топливную сеть завода.

 

 

 

Установка каталитической полимеризации пропан-пропиленовой фракции

 

Полимеризацией называется процесс образования высокомолекулярных продуктов из низкомолекулярных без выделения каких-либо низкомолекулярных веществ, вследствие чего полимер имеет состав, одинаковый с исходным продуктом (мономером).

Одним из важных направлений  применения полимеризации в нефтеперерабатывающей промышленности является получение полимербензина путем раздельной или совместной полимеризации пропилена или бутиленов. Полимеризацией бутиленов с последующим гидрированием образующегося димера (изо-С8Н16) производят технический изооктан.

Каталитическую полимеризацию обычно осуществляют в реакторах (камерного или трубчатого типа) при 160 – 250оС и 2,5 – 8,0 МПа.

Сырьем для промышленных установок каталитической полимеризации  служат углеводороды С3 и С4, содержащие пропилен и бутилены; отчасти могут быть использованы амилены. Источником сырья являются газы термокаталитических процессов нефтеперерабатывающих заводов, а также газы пиролиза и дегидрирования различного сырья с нефтехимических производств. Содержание олефинов должно быть не ниже 20% и не вы выше 40 – 45% во избежание перегрева катализатора.

 

Установка сернокислотного алкилирования

 

Алкилирование служит для  получения высокооктановых бензинов (алкилбензины) и многих индивидуальных химических продуктов. При производстве высокооктановых компонентов алкилируются изопарафины олефинам.

Алкилирование можно  осуществлять как в присутствии  катализаторов (серная, фтористоводородная кислоты, хлористый алюминий, фтористый  бор и т.д.), так и без них  – при высоких температурах.

В промышленных условиях алкилирование проводят в присутствии серной или фтористоводородной кислот. Сырьем для сернокислотного алкилирования является бутан-бутиленовая фракция.

Сернокислотное алкилирование  проводят при 5 – 10оС. При более низких температурах кислота застывает, при более высоких усиливаются побочные реакции.

Каталитическое алкилирование  проводят при давлении несколько  превышающим давление насыщенных паров  реакционной смеси; это делается для того, чтобы реакционная смесь  была жидкой.     

 

 

 

 

Установка висбрекинга

 

Процесс висбрекинга  предназначен для снижения вязкости нефтяных остатков – мазутов и гудронов. Основным продуктом висбрекинга является котеольное топливо. С одной стороны при наличии висбрекинга в схеме завода для приготовления котельных топлив из гудрона не расходуется до 16 – 18% от гудрона прямогонных дизельных и керосиновых фракций. С другой стороны в процессе висбрекинга получается 3 – 4% бензина и 8 – 13% дизельных фракций.

 

Установка газофракционирования

 

Газовое сырье, поступающее  на установку с других процессов разделяется на сухой газ (технологическое топливо), пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции.

 

Установка по производству водорода

 

Технологическая схема  завода содержит большое количество гидропроцессов (легкий и гидрокрекинги) на которые требуется большое количество водорода, установка каталитического риформинга не может обеспечить потребность завода водород. Поэтому необходимо строительство отдельной установки паровой конверсии сухого газа до водорода, который направляется на гидропроцессы.

 

Установка по производству серы из сероводорода

 

Весь сероводород получаемый при переработке нефти направляется на установку по производству элементарной серы (процесс Клауса).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

МАТЕРИАЛЬНЫЕ  БАЛАНСЫ ПРОЦЕССОВ

Таблица 9

Материальный баланс установки ЭЛОУ-АВТ

Статьи баланса

% мас. на нефть

т/год

Приход

   

Нефть

100

10000000

Итого

   

Расход

   

НК-62

1,5

150000

62-85

2,1

210000

85-180

9,7

970000

180-320

20,7

2070000

320-350

5

500000

350-490

21,6

2160000

>490

38,4

3840000

Потери

1

100000

Итого

100

10000000

 

Таблица 10

Материальный баланс установки каталитического крекинга

Статьи баланса

% мас. на нефть

% мас. на сырье

т/год

Приход

     

350 - 490 С

21,6

100

2160000

Итого

21,6

100

2160000

Расход

     

С1, С2, h3S

0,73

3,4

73440

C3, С4

2,72

12,6

272160

Бензин

10,37

48

1036800

ЛГКК

2,79

12,9

278640

ТГКК

4,00

18,5

399600

Кокс

0,78

3,6

77760

Потери

0,22

1

21600

Итого

21,60

100

2160000

student.zoomru.ru

Анализ состояния разработки Западно-Сургутского нефтяного месторождения (ХМАО)

Please use this identifier to cite or link to this item: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/38812

Title: Анализ состояния разработки Западно-Сургутского нефтяного месторождения (ХМАО)
Authors: Лысенко, Михаил Сергеевич
metadata.dc.contributor.advisor: Курганова, Елена Владимировна
Keywords: Западно-Сургутское месторождение; состояние разработки; пласты; залежи; нефти; обводненность; фонд скважин; коэффициент извлечения нефти; запасы; West-Surgut deposit; development status; reservoir; deposit; oil; Water cut; Wells; Stocks
Issue Date: 2017
Citation: Лысенко М. С. Анализ состояния разработки Западно-Сургутского нефтяного месторождения (ХМАО) : бакалаврская работа / М. С. Лысенко ; Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ), Институт природных ресурсов (ИПР), Кафедра геологии и разработки нефтяных месторождений (ГРНМ) ; науч. рук. Е. В. Курганова. — Томск, 2017.
Abstract: Выпускная квалификационная работа состоит из пяти глав, введения и заключения. Объектом исследования является З-С нефтяное месторождение. Целью выпускной квалификационной работы является изучение особенностей и эффективности разработки З-С нефтяного месторождения. В ходе выполнения работы рассмотрены особенности геологического строения и геолого-физической характеристики месторождения, даны подробные описания продуктивных пластов. Описан состав и свойства нефти и газа. Проведено сравнение проектных и фактических показателей разработки. Проведен анализ состояния фонда скважин и применяющихся методов повышения нефтеотдачи пластов.Final qualifying work consists of five chapters, introduction and conclusion. The object of study is W-S oil field. The objective of this work is to investigate the effectiveness of the development of W-S oil field. In the progress of the work considers the peculiarities of geological structure and geological and physical characteristics of the Deposit, the detailed descriptions of the productive strata. Describes the composition and properties of oil and gas. A comparison of design and actual indicators of development. The analysis of wells and application of methods of enhanced oil recovery.
URI: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/38812
Appears in Collections:ВКР

Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.

earchive.tpu.ru