Cтраница 1
Нефтяные месторождения Тюменской области административно расположены в основном на территории Ханты-Мансийского национального округа, которая представляет собой слабопересеченную равнину с абсолютными отметками рельефа до 85 м над уровнем моря. Основная особенность рельефа - чередование возвышенных водораздельных участков и пониженных зон речных долин и озер. Водораздельные участки покрыты верховыми болотами и множеством мелких озер. Большая часть территории месторождений представляет собой труднопроходимые болота и топи. Реки в конце октября покрываются льдом, а вскрываются в конце мая. [1]
Нефтяные месторождения Тюменской области ( па Шаим-ском валу Кондипского свода и Красполенинском своде) относятся к Ханты-Мансийскому нефтеносному району. [2]
Разрезы нефтяных месторождений Тюменской области, особенно Среднего Приобья, очень сходны между собой по стратиграфии и литологической характеристике. [3]
На обустройстве нефтяных месторождений Тюменской области комплектно-блочный метод строительства впервые был применен Главтюмсн-нефтегазстроем в конце 1960 - х годов. Этот метод позволил во многом устранить противоречия, возникшие между стремлением строителей в короткие сроки вовлечь в хозяйственный оборот богатства Западной Сибири и тяжелейшими природными условиями этого региона. [4]
На обустройстве нефтяных месторождений Тюменской области комплектно-блочный метод строительства впервые был применен в конце 60 - х годов. Этот метод позволил во многом устранить трудности, возникшие между стремлением в небывало короткие в мировой практике сроки вовлечь в хозяйственный оборот богатства Западной Сибири и тяжелейшими природными условиями. [5]
Конструкция скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области предусматривает спуск направления, кондуктора и эксплуатационной колонны. [6]
В связи с предстоящим составлением проектов разработки по ряду разрабатываемых нефтяных месторождений Тюменской области и необходимостью уточнения запасов по ним были проанализированы подсчетные параметры и сделана попытка обосновать методы расчета средних величин по Мор-тымья - Тетеревскому ( залежь пласта П на Мортымья-Тетерев - ской площади) и Усть-Балыкскому ( залежи пластов BQ - BCs) месторождениям. Расчет средних величин подсчетных параметров различными методами произведен соответственно на момент завершения промышленной разведки и эксплуатационного разбуривания. [7]
Наиболее крупные перспективы внедрения процессов вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами связаны с разработкой нефтяных месторождений Тюменской области, где, как показали исследования, большинство пластов группы Б имеют условия, благоприятные для осуществления метода. Здесь сосредоточены и крупнейшие источники попутного газа. [8]
В табл. 26 приведены данные о цементировании обсадных колонн в скважинах Усть-Балыкского месторождения, наиболее обустроенном в настоящее время, которые дают представление об уровне техники и технологии крепления скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области. Уровень этот пока еще довольно низок. Наблюдается большое колебание в удельных весах цементных растворов, предел прочности цементного камня нередко не отвечает требованиям ГОСТ, скорость подъема цементного раствора низка и колеблется от 0 3 до 1 49 м / сек. [9]
Нефтяные месторождения имеются в Тюменской, Томской и в Иркутской областях. Наиболее перспективные нефтяные месторождения Тюменской области расположены по среднему течению реки Оби. В Томской области расположены Соснинско-Советское и Медведевское нефтяные месторождения, нефти которых сходны с нефтями среднего течения реки Оби. [10]
Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта. [11]
В процессе разработки месторождения в газовой залежи происходит снижение пластового давления. Могут возникнуть условия, при которых превышение горного давления над пластовым приведет к необратимой деформации матрицы пород продуктивных отложений, что вызовет изменение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, в частности пористости и проницаемости. Подобные явления обнаружены на ряде нефтяных месторождений Тюменской области. С целью контроля за состоянием скелета породы необходимо проводить исследования методом акустического каротажа, являющегося надежным методом определения пористости. [12]
Были построены магистральные нефтепроводы системы Дружба из Поволжья на Запад нашей страны и далее в социалистические ( бывшие) страны ( 1964 год) протяженностью 4665 километров. По этому нефтепроводу нефть Татарии и Поволжья поступала в Чехословакию, Венгрию, Польшу и Восточную Германию. В связи с бурным развитием нефтяных месторождений Тюменской области строится крупнейшая в мире система нефтепроводов общей протяженностью около 35 тысяч километров. Были построены магистральные нефтепроводы диаметром 1220, 1020 и 820 мм: Уренгой - Холмогоры - Пермь - Клин ( 2661 км), Холмогоры - Сургут - Пермь - Нижний Новгород - Ярославль - Полоцк ( 3557 км); Самотлор - Анжеро-Суджинск - Красноярск - Иркутск ( 2476 км); Усть-Балык - Нижневартовск - Курган - Самара ( 2523 км); Урьевские - Южный Болык - Курган - Уфа - Альметьевск ( 2009 км); Южный Болык - Омск - Павлодар - Чимкент ( 2822 км); Самара - Лисичанск - Кременчуг ( 1349 км); Самара - Унеча - Мозырь - Брест ( 2132 км); Узень - Гурьев - Самара ( 921 км); Куйбышев - Тихорецкая - Новороссийск ( 1518 км); Ухта - Ярославль ( 1133 км) и другие. [13]