Карта Сургутского района Ханты- Мансийского автономного округа с городами и населенными пунктами — Map. Data. ru. В состав Сургутского района входит два города, двести сорок семь населенных пунктов, и два дополнительных субъекта, названия которых указаны в списках ниже. Для поиска нужного адреса в Сургутском районе воспользуйтесь классификатором ниже.

На этой странице находится подробная онлайн карта Сургутского района Ханты-Мансийского. Территория Восточно-Перевальное месторождение.

Утром 25 ноября 2017 в территории Восточно-Перевальное месторождение было . Атмосферное .

Командировка май 2014 год. Дорога из Тюмени через Сургут, Сартым далее на территорию месторождениий Сургутнефтезаз. На примере освоения Восточно-Перевального лицензионного участка. Восточно-Перевальное нефтегазовое месторождение расположено на границе Сургутского. Восточно-Перевальное месторождение на карте . Проектирование газотурбинной электростанции ГТЭС-28 МВт Восточно-Перевального нефтяного месторождения. Ханты-Мансийский автономный . Сургутский район на карте яндекса 2018 с номерами домов, улицами, индексами, фото, спутник. Восточно-Перевальное месторождение тер. Карта сайта. Карта сайта. Модульная холодильная установка для подготовки ПНГ Восточно-Перевального месторождения, Лукойл, 2016. Удаленные производственные объекты месторождений ТПП. Также на Восточно-Перевальном месторождении строится новая ГТЭС-28.

Опыт освоения лицензионного участка со значительной степенью недоразведанности запасов - Вестник Недропользователя. Пб 05-580-03. Булавина О. В., Димухаметов Р. Х., Патер В. П., Семикозов Е. П. Булавина О. В.

Месторождения и лицензионные участки, выставляемые на конкурсы и аукционы в разных регионах РФ из нераспределённого фонда минерально- сырьевой базы часто значительно недоразведаны, имеют сложное геологическое строение, малоамплитудные ловушки небольших размеров с трудноизвлекаемыми запасами. В этих условиях для недропользователя возрастает риск неэффективного капиталовложения в нефтедобычу, а при использовании традиционных схем освоения последних – особенно. Поэтому единственно возможным для использования становится инновационный подход освоения и ввода лицензионных участков в промышленную эксплуатацию, особенно на стадии формирования эффективной системы разработки как наиболее дорогостоящей составляющей. Очевидно, что, сохраняя максимально возможное извлечение запасов нефти и выдерживая при этом рентабельность разработки для недропользователя в условиях недоразведанности запасов и недоизученности геологического строения, трудно ожидать хорошей сходимости запроектированных и фактических технологических показателей разработки, а следовательно, строгого выполнения лицензионных соглашений по уровням добычи нефти и объемам бурения. Компания ОАО «РИТЭК» руководствуется в своей деятельности инновационными подходами при решении основных задач, возникающих в период освоения месторождений и эксплуатации скважин. Только такой принцип использования всех передовых технологий, технических средств и принципов разработки дает возможность ввести лицензионные месторождения ОАО «РИТЭК» в промышленную разработку, поскольку в иных условиях их освоение является экономически нерентабельным.

Начальные геологические запасы нефти лицензионных месторождений ОАО «РИТЭК» по состоянию на 0. Из- за этого значительные средства Компании идут на геологоразведочные работы, переинтерпретацию старого материала и обработку нового, на создание и развитие нефтедобывающей инфраструктуры, так как площади лицензионных месторождений располагаются в труднодоступных, необжитых районах. Кроме того, на практике ОАО «РИТЭК» пришлось столкнуться с недостоверными сведениями о геологическом строении, запасах и ресурсах месторождений, содержащимися в пакетах геологической информации, представляемых организаторами аукционов .

Комитетом природных ресурсов по ХМАО запасы нефти Восточно- Перевального месторождения были отнесены к трудноизвлекаемым из- за сложного геологического строения, удаленности инфраструктуры и нахождения в сложных горно- геологических условиях . В 1. 99. 5 году Сиб. НИИНП (г. Тюмень) на геологической основе конкурсного информационного пакета составлен проект пробной эксплуатации, который принят на ЦКР Минтопэнерго сроком на три года.

Согласно последнему промышленные геологические запасы нефти месторождения приурочены к продуктивному горизонту с общим коэффициентом нефтеизвлечения 0. С1 оценены 4. 6% запасов. Запроектированная система разработки включала бурение скважин в пределах 4- метровой нефтенасыщенной толщины по квадратной сетке с начальной плотностью 6. Для производства буровых работ в качестве энергопитания использованы передвижные мобильные энергопоезда, позволившие избежать риск дорогостоящего строительства ЛЭП, работающие в основном на попутном газе (утилизация газа за шесть месяцев 2. В НГДУ организована служба замеров показателей работы скважин установками АСМА разработки ОАО «РИТЭК», повышающими точность замеров в северных условиях, служба промысловых и геофизических исследований, регулярно производятся замеры пластовых давлений и снятие КВД. При составлении проекта пробной эксплуатации отмечалась низкая эффективность пробуренных разведочных скважин, редкая сетка и низкое качество сейсморазведочных работ; предполагалось сложное геологическое строение продуктивной части разреза.

В связи с этим потребовалось одновременное ведение геологоразведочных работ (ГРР) в восточной части параллельно с эксплуатационным бурением в западной части участка. Поэтому в основу формирования системы разработки в западной части месторождения положен принцип, заключающийся в проектировании избирательной системы разработки, позволяющей двигаться от известного к неизвестному, вести разбуривание залежей, размещая скважины по квадратной сетке (как наиболее гибкой), предусматривающей возможность уплотнения при геологических показаниях, намечая скважины под нагнетание по принципу избирательности, добиваясь максимального охвата заводнением всех вскрываемых системой скважин продуктивных пластов.

С первого же года эксплуатации, а также в результате эксплуатационного и разведочного бурения кардинально изменилось представление о геологическом строении залежей нефти западной и восточной частей месторождения: сократилась площадь нефтеносности залежей, уменьшились толщины и ухудшились коллекторские свойства пласта, особенно в восточной части. Как следствие, Компания была вынуждена сократить темпы разбуривания месторождения, перейти к более плотной сетке скважин. При этом следует иметь в виду, что для любой Компании в современных экономических условиях важно, по возможности, исключить риск ведения неэффективногоэксплуатационного бурения. Сразу же после разбуривания первых скважин бурение ставилось в зависимость от результатов бурения предыдущих.

Кроме того, с целью сокращения риска бурения непродуктивных скважин Компания провела большой объем ГРР. За 1. 99. 6 – 2. 00.

Схема расположенных пробуренных и проектных скважин. По состоянию на 0. В результате проделанной работы по уточнению представлений о геологическом строении, выявлено, что: продуктивный пласт АС9 представлен тремя пропластками АС9- 0, АС9. АС9. 1- 3, в основном не совпадающими по площади нефтеносности; промышленно нефтеносным в пределах лицензионного участка является пласт АС9. Р (рис. 1); открыта и доказана промышленная нефтеносность нижезалегающего пласта БС1 в районе разведочных скв. На основе полученных данных в 1. Восточно- Перевального месторождения.

Показано, что по основному продуктивному пласту АС9геологические запасы нефти уменьшились более чем в 3 раза (при накопленной добыче нефти из пласта на 0. БС1) уменьшилась в 2. На рис. 1 приведено изменение площади нефтеносности, полученное при пересчёте запасов, по сравнению с материалами информационного пакета. Там же нанесена предусмотренная проектом пробной эксплуатации система размещения добывающих и нагнетательных скважин в западной части Восточно- Перевального месторождения и реализованная система разработки с условными обозначениями скважин. Двигаясь при разбуривании от центральной части структуры к периферии залежи и определившись с местоположением контуров нефтеносности, скв. II квартала 1. 99. Нагнетание воды в пласт ведется индивидуально в каждую скважину с применением высокоэффективных электронасосных агрегатов АНТ- 1.

АНТ- 9. 0 разработки ОАО «РИТЭК». Применение последних позволило отказаться от строительства высоконапорных дорогостоящих водоводов, занимающих большую протяженность на территории любого месторождения, на более дешевые низконапорные, которые значительно повысили экологическую безопасность. Таким образом, в западной части месторождения начала формироваться более эффективная, для фактически оказавшихся малых размеров залежи, приконтурная система воздействия.

Кроме того, данные обработки результатов КВД скв.