Куюмбинское месторождение нефти – одно из самых производительных(2018г)

Куюмбинское месторождение

Куюмбинское месторождениеКуюмбинское нефтегазовое месторождение расположено в Красноярском крае Российской Федерации, лицензия на освоение которого принадлежит ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», планируется ввести в промышленную разработку в 2017 году.

На территории Байкитской НГО открыты Юрубченское и Куюмбинское месторождения, которые совместно с Терским, Мадринским, Вэдрэшевским продуктивными блоками объединены в Юрубчено-Тохомскую зону, расположенную в пределах Красноярского края вмеждуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары.

Куюмбинские нефтегазовые залежи, выявленные в рифейских отложениях, находятся в междуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары и приурочены к центру Камовского свода.

Залежь Усть-Куюмбинского поднятия – нефтегазовая, массивная, сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная, открыта в 1973 г. Каверново-трещинный карбонатный коллектор имеет пористость доломитов 0,35-2,40 % и трещинно-каверновую емкость до 6,5 %.

Проницаемость по трещинам изменяется от 0 до 5,0×10-3 мкм2. Флюидоупором служат терригенно-карбонатные породы катангской и галогенно-карбонатные породы усольской свиты.

Внимание!

Высота залежи 250 м, для нее характерны пластовые давления ниже гидростатических и температура не более +30°С. По величине запасов залежь относится к средним. Залежь Среднекуюм-Тизского поднятия, вероятно, чисто нефтяная, изучена недостаточно.

Тип коллектора такой же, как в Усть-Куюмбинской залежи. Запасы пока не определены. Нефти обеих залежей легкие (815-819 кг/м³), малосернистые (0.06-0,64 %), малосмолистые (2,41-21,21 %), малопарафинистые (0,64-3,72 %), метановые.

На начальном этапе эксплуатации в 2017 году на месторождении намечено добыть в общей сложности 295 тыс. тонн нефти.

Предполагается, что в дальнейшем по мере ввода в разработку новых залежей Куюмбинского и других лицензионных участков ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» ежегодный объем нефтедобычи будет планомерно расти и на пике достигнет 10,8 млн тонн в 2029 году.

С 2010 года на Куюмбинском месторождении активно ведутся работы по развитию производственной инфраструктуры и подготовке запасов углеводородов к промышленной разработке. За прошедшее время на месторождении был построен резервуарный парк вместимостью 30 тыс.

тонн, успешно реализуется программа опытно-промышленных работ: пробурены 7 эксплуатационных скважин (4 с горизонтальным окончанием, 2 – пологие и 1 наклонно-направленная). Скважины эксплуатируются фонтанным способом с дебитами нефти 50-80 т/сут. при минимальных депрессиях. До конца текущего года намечено ввести в строй ещё 2 горизонтальные скважины, а в период 2014-2015 гг. построить 16 скважин, в том числе 2 с двумя горизонтальными стволами.

ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» занимается геологическим изучением недр на пяти лицензионных участках в Эвенкийском муниципальном районе Красноярского края: Абракупчинском, Кординском, Подпорожном, Куюмбинском и Терско-Камовском.

Суммарная площадь территорий, на которых предприятие ведет производственную деятельность, составляет 18,3 тыс. кв. км.

Основные открытые месторождения находятся на Куюмбинском и Терско-Камовском лицензионных блоках, расположенных в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления.

Важно!

В настоящее время ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» в полном объеме выполняет все лицензионные обязательства по поиску, разведке и добыче углеводородного сырья на своих участках недр.

Реализуемая предприятием программа ГРР нацелена на достижение к концу 2016 года всех целевых показателей лицензионных соглашений, касающихся проведения на осваиваемых территориях сейсморазведки в модификациях 2D и 3D, поисково-разведочного бурения, вертикального сейсмопрофилирования и обработки полученной геолого-геофизической информации.

Более того, предварительно одобренный акционерами «Славнефти» инвестиционный проект разработки Куюмбинского месторождения предусматривает выполнение на данном участке недр в 2014-2016 гг. дополнительного объема геологоразведочных работ сверх существующих лицензионных обязательств.

С момента своего основания в 1998 году по 2012 год ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» пробурило на лицензионных участках в Красноярском крае 45 поисковых и разведочных скважин. Проходка в бурении превысила 118,7 тыс. метров. Объем выполненных за это же время сейсморазведочных исследований 2D составил 8253 км, 3D – 1532 кв. км.

Вертикальное сейсмопрофилирование в указанный период было проведено в 26 скважинах. Выполнение комплекса геологоразведочных работ позволило предприятию за 15 лет добиться прироста извлекаемых запасов нефти категории С1 в размере более 150 млн тонн, С2 – 223,4 млн тонн.

ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» является лидером отрасли по темпам прироста запасов углеводородного сырья в Восточной Сибири. По состоянию на 1 января 2013 года числящиеся на балансе предприятия остаточные извлекаемые запасы нефти по категориям С1+С2 достигли 504,7 млн тонн (в том числе С1 – 152,9 млн т, С2 – 351,9 млн т).

Источник: http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/krasnojarskij_kraj/kujumbinskoe/20-1-0-115

Куюмбинское месторождение

Залежь Усть-Куюмбинского поднятия – нефтегазовая, массивная, сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная, открыта в 1973 г.

Каверново-трещинный карбонатный коллектор имеет пористость доломитов 0,35-2,40 % и трещинно-каверновую емкость до 6,5 %. Проницаемость по трещинам меняется от 0 до 5,0×10-3 мкм2.

Флюидоупором служат терригенно-карбонатные породы катангской и галогенно-карбонатные породы усольской свиты.

Высота залежи 250 м, в пользу нее своенравны пластовые влияния ниже гидростатических и температура не не меньше +30°С. По величине запасов залежь относится к средним. Залежь Среднекуюм-Тизского поднятия, по всей видимости, нередко нефтяная, изучена мало.

Тип коллектора одинаковый, как в Усть-Куюмбинской залежи. Резервы до тех пор пока не обусловлены. Нефти обеих залежей отнюдь не тяжелые (815-819 кг/м³), малосернистые (0.

06-0,шестьдесят четыре %), малосмолистые (2,41-21,21 %), малопарафинистые (0,64-3,72 %), метановые.

На начальном этапе эксплуатации в 2017 году на месторождении намечено добыть в целом 295 тыс. тонн нефти.

Совет!

Предлагается, что впоследствии по мере ввода в исследование ранее не известных залежей Куюмбинского и прочих лицензионных участков ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» имеющий место быть каждый год объем нефтедобычи будет иметься планомерно расти и на пике достигнет 10,8 млн тонн в 2029 году.

С 2010 года на Куюмбинском месторождении интенсивно проводятся мероприятия сосредоточенные на становлению производственной инфраструктуры и подготовке запасов углеводородов к индустриальной исследование.

За предыдущие периоды на месторождении был построен резервуарный парк вместительностью 30 тыс.

тонн, с успехом реализуется программа опытно-промышленных работ: пробурены 7 эксплуатационных скважин (4 с горизонтальным окончанием, 2 – пологие и 1 наклонно-направленная). Скважины эксплуатируются фонтанным способом с дебитами нефти 50-80 т/сут.

при минимальных депрессиях. Конца этого года намечено ввести в строй а также 2 горизонтальные скважины, а во время 2014-2015 гг. построить 16 скважин, даже 2 с 2-мя горизонтальными стволами.

ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» увлекается геологическим изучением недр на 5-и лицензионных участках в Эвенкийском муниципальном участке Красноярского края: Абракупчинском, Кординском, Подпорожном, Терско-Камовском и Куюмбинском.

Общая площадь территорий, на которых предприятие ведет производственную деятельность, составляет 18,3 тыс. кв. км.

Ведущие неприкрытые месторождения размещаются на Терско-Камовском и Куюмбинском лицензионных блоках, которые расположены в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления.

Внимание!

В настоящий момент ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» в полном объеме выполняет все лицензионные обещания по поиску, разведке и добыче углеводородного сырья на своих участках недр.

Исполняемая предприятием программа ГРР нацелена на свершение к финалу 2016 года абсолютно всех целевых показателей лицензионных договоров, которые касаются осуществления на осваиваемых территориях сейсморазведки в модификациях 2D и 3D, поисково-разведочного бурения, вертикального сейсмопрофилирования и обработки приобретенной геолого-геофизической информации.

Не говоря уже о том, что, заблаговременно одобренный акционерами «Славнефти» инвестиционный проект разработки Куюмбинского месторождения предусматривает воплощение на данном районе недр в 2014-2016 гг. добавочного объема геологоразведочных работ сверх имеющих место быть лицензионных обязательств.

С момента личного основания в 1998 году по 2012 год ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» пробурило на лицензионных участках в Красноярском крае 45 разведочных и поисковых скважин.

Проходка в бурении превысила 118,7 тыс. метров. Объем выполненных за то же промежуток времени сейсморазведочных изучений 2D составил 8253 км, 3D – 1532 кв. км.

Вертикальное сейсмопрофилирование в веленный период прошло в 26 скважинах.

Осуществление комплекса геологоразведочных работ разрешило предприятию за 15 лет добиться прироста извлекаемых запасов нефти группы С1 в размере не меньше 150 млн тонн, С2 – 223,4 млн тонн.

ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» представляет собой наиболее влиятельным членом секторы экономики по темпам прироста запасов углеводородного сырья в Восточной Сибири.

По настроению на один января 2013 года значащиеся на равновесие предприятия остаточные извлекаемые припасы нефти по категориям С1+С2 достигли 504,7 млн тонн (даже С1 – 152,9 млн т, С2 – 351,9 млн т).

Интересные месторождения

Проект Куюмба (Куюмбинское месторождение нефти)

Описание:
Куюмбинское месторождение нефти.

Куюмбинское нефтегазовое месторождение размещено в Красноярском крае России, лицензия на изучение какого принадлежит ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», намечается ввести в индустриальную исследованию в 2017 году.

На территории Байкитской НГО изобретены Куюмбинское и Юрубченское месторождения, какие вместе с Терским, Мадринским, Вэдрэшевским продуктивными блоками собраны в Юрубчено-Тохомскую зону, предрасположенную около Красноярского края вмеждуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары.

Куюмбинские нефтегазовые залежи, выраженные в рифейских отложениях, размещаются в междуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары и посвящены центру Камовского свода.

Источник: https://OilMan.by/kuyumbinskoe-mestorozhdenie.html

Если Славнефть к 2017 г хочет ввести в промышленную разработку Куюмбинское месторождение, то Роснефти это – необходимо

Славнефть, СП Роснефти и Газпром нефти, в 2017 г планирует ввести в промышленную разработку Куюмбинское месторождение в Красноярском крае.

Интерес к развитию Куюмбинскому месторождению, которое ранее осваивала ТНК-ВР и Газпром нефть, связано стем, что предполагалось, что после поглощения ТНК-ВР Роснефтью, работы на Куюмбинском месторождении возможно будет синхронизировать с работами на Юрубчено-Тахомском месторождении Роснефти.

Есть еще причина, почему Роснефти так важна Куюмба.

К 2020 г суммарный объем поставок нефти по обязательствам Роснефти должен составить 75,3 млн т/год.

Важно!

По мнению Транснефти, к примеру, дефицит поставок нефти у Роснефти может составить более 15 млн т/год нефти.

На начальном этапе эксплуатации в 2017 г на месторождении намечено добыть в общей сложности 295 тыс т нефти.

К этому времени на месторождении будет построен магистральный нефтепровод (МНП) Куюмба-Тайшет, строительство которого должно начаться в конце 2013 г.

Транснефть запустит проект строительства МНП Куюмба-Тайшет мощностью 15 млн т/год и протяженностью 700 км в декабре 2013 г и должна построить МНП в 2017 г.

Стоимость работ составит 100 млрд руб.

Финансироваться стройка будет за счет инвестиционных средств компании.

С 2017 г по МНП Куюмба-Тайшет в максимальном объеме должно прокачиваться 7,5 млн т/год сырья.

Отклонения от завяленных объемов может составить до 10%, транспортировка будет осуществляться по принципу «качай или плати».

По результатам 2012 г Славнефть провела перерасчет запасов, дополнительно прирастив порядка 3 млн т нефти по категории С1 и 16 млн т нефти по категории С2.

Планами ТНК-ВР, еще до поглощения Роснефтью, в 2013 г предполагалось проведение 3D-сейсмики на площади в 550 км2, а также бурение 3-х поисково-разведочных скважин.

Совет!

По прогнозам прирост запасов на Куюмбинском месторождении по итогам 2013 г должен был составить 3 млн т нефти по категории С1 и 26 млн т нефти по категории С2.

Для продолжения опытно-промышленной разработки месторождения, в 2013 г  дополнительно предполагалось пробурить 6 эксплуатационных скважин.

Славнефть намерена провести бурение 5 скважин в период с марта 2014 г по июнь 2015 г.

В дальнейшем, по мере ввода в разработку новых залежей Куюмбинского и других лицензионных участков Славнефть-Красноярскнефтегаза, работающего на месторождениях компании в Восточной Сибири, ежегодный объем нефтедобычи будет планомерно расти и на полке достигнет 10,8 млн т/год  в 2029 г.

Для любознательных сообщим, что 3 июля 2001 г на разведочной скважине N.217 на Куюмбинском лицензионном участке был получен фонтанирующий приток нефти с дебитом более 500 т/сутки.

Напомним, что начальная заявка по сдаче нефти с Куюмбинского месторождения, которое разрабатывают тепреь уже Роснефть и Газпром нефть на 2021-2030 гг составляла 9,2 млн т в год, после корректировки 6,6 – 7,6 млн т. Начало поставок ожидается в 2017 г – 200 тыс т, в 2018 г будет принято 2,2 млн т, 2019 г – 4 млн т, 2020 г – 5,6 млн т.

Источник: https://neftegaz.ru/news/view/114661-Esli-Slavneft-k-2017-g-hochet-vvesti-v-promyshlennuyu-razrabotku-Kuyumbinskoe-mestorozhdenie-to-Rosnefti-eto-neobhodimo

Геологоразведка и добыча

ОАО «НГК «Славнефть» занимает восьмое место в РФ по уровню нефтедобычи. Доля Компании в общем объеме добываемой в стране нефти составляет 2,7%.

Ключевым нефтегазодобыващим предприятием холдинга является ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Разведка и доразведка нефтяных месторождений ОАО «НГК «Славнефть» ведутся силами входящих в состав холдинга предприятий – ООО «Мегион геология» (Западная Сибирь) и ООО «Байкитская нефтегазоразведочная экспедиция» (Красноярский край).

ОАО «НГК «Славнефть» и его дочерние предприятия владеют лицензиями на поиск, разведку и добычу нефти и газа на 33 участках недр, где расположены 37 нефтегазовых месторождений, в числе которых:

в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре – Аганское, Аригольское, Ачимовское, Ватинское, Вахское, Восточно-Охтеурское, Западно-Асомкинское, Западно-Покамасовское, Западно-Усть-Балыкское, Западно-Чистинное, Ининское, Кетовское, Кысомское, Локосовское, Луговое, Максимкинское, Малочерногорское, Мегионское, Мыхпайское, Ново-Покурское, Островное, Покамасовское, Самотлорское, Северо-Ореховское, Северо-Островное, Северо-Покурское, Тайлаковское, Травяное, Узунское, Фаинское, Чистинное, Южно-Аганское, Южно-Островное, Южно-Покамасовское и Южно-Чистинное.

в Красноярском крае – Куюмбинское месторождение (территориально расположено на четырех лицензионных участках: Куюмбинском, Кординском, Абракупчинском и части Терско-Камовского) и северная часть Юрубчено-Тохомского месторождения (Терско-Камовский лицензионный участок).

На расположенном в Красноярском крае Подпорожном лицензионном участке с перспективными и прогнозными ресурсами нефти и газа открытых месторождений в настоящее время нет.

В 2016 году компания открыла две новых залежи углеводородов, расположенные на Ватинском и Западно-Усть-Балыкском лицензионных участках в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре.

Аудит запасов углеводородного сырья ОАО «НГК «Славнефть» в 2016 году проводился компанией DeGolyer and MacNaughton.

Остаточные извлекаемые запасы нефти (млн баррелей)

ТP SPE-PRMS 1810 1843 1832 1764 1973 1922 1876
2P SPE-PRMS 4706  4836 4715 4635 5140 5121 5132
3P SPE-PRMS 7384 7564 7256 7205 7831 7826 7861
ТР SEC LOF 1636 1642 1650 1647 1797 1768 1753

Запасы попутного газа (млрд куб. футов)

ТP SPE-PRMS 281 260 346 367 375  371 395
2P SPE-PRMS 477 429 588 631 655 706 882
3P SPE-PRMS 640 563 805 887  874 925 1175
ТР SEC LOF 275 246 325 347 365 353 391

TP (Total Proved) – суммарные доказанные запасы.

2P (TP + Probable) – суммарные доказанные + вероятные запасы.
3P (TP + Probable + Possible) – суммарные доказанные + вероятные + возможные запасы.

LOF (Life of Field) – совокупные доказанные запасы на срок рентабельности месторождений.

С результатами производственной деятельности Компании в сфере нефтедобычи в 2001-2016 гг. можно ознакомиться здесь.

Источник: http://www.slavneft.ru/production/exploration/

Восточная Мессояха отметила год с начала добычи

Обозреватель «Вслух.ру» побывал на самом северном нефтяном материковом месторождении.

Времена «легкой» нефти ушли безвозвратно. Российские нефтяные компании все чаще берутся за реализацию проектов, находящихся на грани технологических возможностей.

Один из таких проектов – разработка Восточно-Мессояхского месторождения, расположенного в Тазовском районе, в глубокой автономии, за сотни километров от цивилизации и инфраструктуры. Обозреватель «Вслух.

Внимание!

ру» побывал на самом северном нефтяном материковом месторождении России спустя год после его торжественного запуска.

Буровой «пит-стоп»

Пресс-тур на промысел начался с площадки бурения.

Сегодня на Восточной Мессояхе одновременно работают 19 станков, 11 из них завезли на месторождение всего за четыре месяца зимней навигации.

Что было сложнее – добраться до запасов под землей или завезти на край земли 160 тыс. тонн оборудования – еще нужно разобраться.

Заместитель генерального директора «Мессояханефтегаза» по бурению Кирилл Воронцов пояснил, что ключом к запасам Мессояхи стала технология Fishbone (от англ. – рыбья кость).

«Технология представляет собой бурение горизонтального ствола скважины, из которого в процессе вырезаются боковые отводы. В результате профиль скважины становится похожим на рыбий скелет, – отметил Воронцов. – На сегодняшний день эффективность такой технологии оценивается в 40%.

Именно на столько удается увеличить суточную добычу в сравнении с обычной горизонтальной скважиной».

Всего на данный момент на Мессояхе пробурены восемь «фишбонов». «Бурить здесь трудно. Месторождение автономное, но при этом на нем работают 19 буровых установок.

Такого вы не найдете больше нигде в России, в этом уникальность проекта, – подчеркнул Кирилл Воронцов. – Этой зимой мы завезли на месторождение 11 буровых установок, если перевести в килограммы – это 165 тыс. тонн.

Буровое оборудование, цемент, химреагенты. Много это или мало? Это сопоставимо с весом трех Эйфелевых башен или самым высоким небоскребом в Европе. Такая работа просто не имеет аналогов.

Важно!

Она потребовала большой самоотдачи от всех: буровиков, снабженцев, строителей, закупщиков».

В бурении на месторождении задействованы около 1000 человек. Они объединены в команды и соревнуются друг с другом за звание лучших. На показанной в рамках пресс-тура площадке работают «Снежные барсы». А вообще на Мессояхе также «водятся» «Росомахи», «Анаконды» и «Скорпионы».

Каждую операцию буровые бригады оттачивают до автоматизма, постоянно стремясь улучшить результат. Это похоже, по словам замдиректора по бурению, на работу механиков «Формулы-1».

«Если вас спросят, за какое время вы можете поменять колесо у автомобиля, вы, наверняка, ответите: около 10–15 минут. Если же вы посмотрите гонки «Формулы-1», то увидите, как на пит-стопе меняют четыре колеса за секунды, – пояснил Кирилл Воронцов.

– Наша задача — перейти от «минутного» к «секундному» результату при строительстве скважин. Мы выстраиваем систему, в которой оптимизирован каждый шаг».

Геология Восточной Мессояхи постоянно преподносит буровикам сюрпризы.

Изначально было понятно, что стандартные технологии добычи, применяемые на других месторождениях России, не подходят для пластов, расположенных на глубине всего 800 метров. Плюс к этому, нужно работать в условиях многолетнемерзлых пород и мощных газовых шапок.

«Когда мы выходили на этот проект, главная сложность заключалась в бурении скважин с большим горизонтальным отходом при малой вертикали.

Сегодня у нас есть скважины, которые мы бурим, закручивая их по принципу шурупа, – говорит Кирилл Воронцов. – Мало кто в стране делает так.

Самая длинная скважина на проекте сейчас пробурена более чем на 4,5 км. Но длинный – не значит самый сложный.

Наш рекорд по сложности – скважина, у которой при вертикали 800 метров забой составляет 3,1 км. Ее пришлось закручивать при спуске, что стало одной из самых сложных операций за все время разработки месторождения».

«Черное золото» – не всегда черное

Расположенная в необычных геологических условиях мессояхская нефть по закону жанра не могла оказаться обычной.

Совет!

В основном добывающем пласте (покурская свита), который «Мессояханефтегаз» разрабатывает сейчас, температура нефти достигает всего 16 градусов. Сырье вязкое и тяжелое.

По плотности оно похоже на воду, а по вязкости в сто раз превышает показатели тюменской нефти.

«Здесь применяется особая технология эксплуатации: более щадящий режим ввода скважин, небольшие корректировки в оборудовании», – рассказал начальник Восточно-Мессояхского промысла Юрий Чичагин.

По его словам, в 2017 году предприятие планирует добыть 3 млн 30 тыс. тонн нефти.

Извлекаемые запасы Восточно-Мессояхского месторождения оцениваются в 340 млн тонн. Пиковая добыча ожидается в 2020-м – около 6 млн тонн.

То есть через три года Мессояха вдвое увеличит годовую добычу в сравнении с сегодняшними показателями.

«Возможно, это не предел. Если в разработку будет введена вторая фаза месторождения, разведочные скважины, а также Западно-Мессояхское месторождение, цифра может оказаться значительно выше», – отметил Юрий Чичагин.

На данный момент на месторождении пробурены 205 скважин, из них 13 нагнетательных (система поддержания пластового давления была запущена месяц назад). Нефтяных скважин – 181. Суточная добыча составляет около 9,7 тыс. тонн нефти.

«Месторождение уникально по своим условиям. трудность – полная автономия, завоз материалов осуществляется только в зимний период или вертолетами. Но вертолетом невозможно доставить крупногабаритное оборудование.

К примеру, на центральный пункт сбора нефти завозили электродегидратор – установку, которая глубоко обезвоживает нефть. Около 60 тонн, 25 метров в длину, вертолетом такое уже не перевезешь, поэтому пришлось доставлять по зимнику.

Это была настоящая спецоперация», – вспоминает начальник нефтепромысла.

Нефть транспортируется до приемо-сдаточного пункта по 98-километровому напорному нефтепроводу. Он расположен на Пякяхинском месторождении «Лукойла».

Оттуда подогретую до 50 градусов арктическую нефть отправляют уже в систему магистральных трубопроводов «Заполярье-Пурпе». Кстати, нефтепровод, как и все на Мессояхе, построен на сваях.

Внимание!

На нем установлены 32 узла контроля, система телемеханики, отслеживающая давление и температуру. Правда, от обычного визуального осмотра трубы нефтяники пока полностью отказываться не рискуют.

Еще больше о свойствах нефти Мессояхи может рассказать лаборант химико-аналитической лаборатории «Мессояханефтегаза» Светлана Павлова.

Она продемонстрировала журналистам, что «черное золото» не всегда бывает именно черным. К примеру, нефть, добываемая из глубоких (более 4 км) пластов Восточной Мессояхи – оранжевая.

А в основном она напоминает по цвету кофе с молоком.

«Нефть плотная и вязкая, отличается высоким содержанием смол и небольшим содержанием легких углеводородов, – перечислила характеристики Светлана Павлова. – За счет этого она больше идет в химическую переработку.

Но главное ее преимущество в том, что в ней полностью отсутствует сера. В Тюменской области вообще очень мало серы в нефти, но здесь ее нет совсем.

Это сокращает процесс подготовки, такая нефть считается более качественной».

Помимо нефти, в лаборатории анализируют природный и попутный нефтяной газ, масла и незамерзающие жидкости. Для этого здесь установлено профессиональное оборудование. К примеру, хроматографы всего за 20 минут могут определить весь углеводородный состав природного и попутного нефтяного газа.

Арктическая батарейка

Добыча нефти была бы невозможной без электроэнергии.

На самом северном материковом месторождении России расположена газотурбинная электростанция мощностью 84 мегаватта – этого достаточно, чтобы обеспечить энергией, например, Салехард. Вскоре планируется строительство еще двух энергоблоков, тогда потенциала ГТЭС теоретически хватит на город куда крупнее.

Объект может работать как на природном газе, так и на попутном нефтяном.

Компрессорная станция, компримирующая попутный нефтяной газ для энергоблоков, была запущена в эксплуатацию в апреле этого года, сейчас на ней проводятся плановые профилактические работы, после чего станция снова будет запущена. На данный момент используется газ из скважины, рассказал начальник газового участка Станислав Зубакин.

В перспективе ПНГ будет утилизироваться сразу по трем направлениям: поставляться для выработки электроэнергии на ГТЭС, закачиваться в пласт и сдаваться в «Газпром».

Важно!

Текущая нагрузка станции составляет всего 19,5 мегаватт, это около 25% от номинальной нагрузки. В работе постоянно находятся лишь три из шести турбин.

Такой режим позволяет своевременно проводить качественное обслуживание объекта.

Руководитель штаба строительства ГТЭС Рафаил Дуняшев пояснил, что для стабилизации фундамента на территории станции была создана уникальная система геотехнического мониторинга. Специалисты постоянно контролируют, как ведут себя вечномерзлые грунты, в которые погружены 11-метровые сваи.

Почему жидкость из скважины – еще не нефть

Процесс подготовки нефти – сложный и многоступенчатый.

Жидкость, которую добывают из скважин, еще нельзя назвать нефтью, уверен начальник цеха подготовки и перекачки нефти Виктор Коринной.

Дело в том, что в этой жидкости содержится значительная доля воды и газа. На центральном пункте сбора нефти (ЦПС) «жидкость» превращают уже в готовую товарную нефть.

«Вся жидкость, которая поступает с кустов и скважин нашего месторождения, сначала оказывается в установке предварительного сброса газа. Там газ первично отделяется от жидкости.

Эту установку мы запустили в июне 2017 года, – комментирует процесс с помощью технологической карты ЦПС Виктор Коринной.

– Жидкость поступает холодной, для подготовки ее подогревают российскими автоматизированными печами до 60–63 градусов. Далее сырье поступает на установку, где происходит сброс воды.

Для улучшения подготовки в процессе добавляется химия, деэмульгатор. Затем нефть поступает в установку горячей сепарации. После подогрева из жидкости удаляется остаточный газ низкого давления».

Наконец нефть поступает в самую технологичную и красивую установку – электродегидратор. Там под большим давлением и воздействием мощного электромагнитного поля происходит ее глубокое обезвоживание. воды в нефти после процедуры – 0,18–0,24% – в полном соответствии с ГОСТом.

На финишной прямой товарному сырью еще предстоит побывать в концевой сепарационной установке (КСУ), где под давлением сбрасывается остаточный газ. Готовая нефть накапливается в огромных резервуарах, откуда мощными насосами через узел учета отправляется на приемо-сдаточный пункт.

Идем на запад

Совет!

Главный вопрос, который волнует журналистов после торжественного запуска Восточной Мессояхи в сентябре 2016 года, – когда будет запущен Западный участок месторождения? Генеральный директор «Мессояханефтегаза» Виктор Сорокин обнадежил: опытно-промышленные работы на нем стартуют уже в 2018 году.

Первую нефть на Западной Мессояхе уже добыли. Купол месторождения разрабатывался еще в советские годы. Однако о промышленной добыче речь тогда не шла. «Я думаю, что Мессояха – это значимый проект не только для России, но и в целом для нефтяной отрасли, – уверен он. – Мессояха является пилотом для отрасли по применению множества технологических решений, в столь жестких климатических условиях Арктики».

Виктор Сорокин отметил, что заявленная полка в 6 млн тонн может продержаться до 8 лет: «Планы, которые мы строим, основаны на разведанных извлекаемых запасах, но у нас есть большая ресурсная база и достаточно амбициозный план по геологоразведочным работам.

Если все пройдет успешно, полку мы сможем держать 5–8 лет только за счет ресурсов Восточной Мессояхи. Опытно-промышленные работы по добыче нефти на Западной Мессояхе мы планируем начать в 2018 году.

От результатов работ будет зависеть скорость ввода в разработку этого месторождения».

Гендиректор предприятия отметил, что особое внимание с первых дней реализации проекта уделялось сохранению природы Арктики. «Все объекты стоят на свайном основании.

Чтобы не растеплять породы, смонтированы специальные системы охлаждения, – уточнил он. – Нам удалось сохранить уникальную природу этих мест: на промысле бегают зайцы прямо среди общежитий, вдоль забора ЦПС расхаживают песцы.

Взаимоотношения с коренным населением самые теплые. Мы всегда стараемся помочь, у нас много медицинских пунктов, есть столовая, куда завозятся продукты питания.

С Тазовским районом подписано соглашение о сотрудничестве, мы поддерживаем местных ветеранов. Думаю, что эти теплые отношения в дальнейшем будут только развиваться».

Внимание!

Восточная и Западная Мессояха, возможно, последние месторождения такой величины в России, признал генеральный директор «Газпромнефть-Развития» Денис Сугаипов.

«Геологические запасы этой группы месторождений превышают миллиард тонн нефти, – уточнил он. – Это месторождение было запущено в эксплуатацию год назад, мы шли к этому пять лет.

Оно геологически сложное, было разведано еще в 90-х годах, но подобраться к нему было сложно по технологическим причинам.

Мы очень плотно занимаемся Восточно-Мессояхским месторождением, оно хорошо изучено, подобраны технологии. На Западной Мессояхе еще только начинаются геологоразведочные работы».

Сейчас добыча ведется с глубины 800 метров. Но углеводороды есть в пластах и на глубине более 4 км. Нефть там значительно легче, хотя газовый фактор намного выше.

«Ведутся опытно-промышленные работы, сейчас две буровые строят скважины на нижележащие горизонты, – пояснил Сугаипов.

– Подбираются технологии, выход на полку добычи по этим участкам планируется в течение полутора лет».

Руководитель дирекции по добыче «Газпром нефти» Александр Жагрин добавил, что Мессояха является самым сложным из реализованных на данный момент проектов компании.

Сложнее только Куюмбинское месторождение, которое «Газпром нефть» планирует разрабатывать в тандеме с «Роснефтью» (как и в случае с «Мессояханефтегазом», дочерним обществом двух крупнейших нефтяных компаний России).

«Уникальность западной части Мессояхского лицензионного участка в том, что там еще больше газа, чем на востоке. Но по прогнозам нефть там имеется в достаточных количествах, будем добывать и нефть, и газ с обоих участков», – говорит Жагрин.

Источник: http://www.vsluh.ru/news/oilgas/322901

Ромашкинское нефтяное месторождение: описание, история, характеристики и особенности

Ромашкинское нефтяное месторождение входит в десятку супергигантских по международной классификации.

При разработке способов добычи нефти российские ученые сделали ряд открытий, создали уникальные технологии, используемые в мировой практике добычи и разведки ископаемых.

Месторождение эксплуатируется более шестидесяти лет, но его потенциал все еще огромен и до конца не известен.

Открытие татарской нефти

В двадцатые годы прошлого века с подачи первого советского правительства началась разведка татарской нефти.

Первые экспедиции, отправившиеся с миссией найти месторождения, не были успешными, но уже в 1930 году подход к изысканиям стал более целенаправленным и мотивированными.

Новая попытка была связана с военными действиями и угрозой захвата Германией северокавказских месторождений.

Важно!

Поиски были затяжными, первые опыты разведки нефти начались лишь в 1941 году. Через три года, в районе села Шугурово, при бурении скважины удалось получить приток нефти промышленного масштаба – 15 тонн сырья в сутки.

Месторождение получило название от населенного пункта, вблизи которого разрабатывалась скважина.

Шугуровское месторождение, стало отправной точкой в истории татарской нефти, а также приготовило большой сюрприз для первооткрывателей.

Гигант близ Ромашкино

В 1946 году было открыто Ромашкинское нефтяное месторождение.

Где находится гигант, сделавший Татарстан одним из значимых промышленных регионов? В двадцати километрах от Шугуровского нефтепромысла, рядом с селом Ромашкино (сегодня здесь расположен город Лениногорск).

В разведывательных целях была заложена скважина, которая через два года бурения дала результаты, превысившие любые ожидания. В ходе изыскательных работ удалось пройти девонский пласт, и 25 июля из скважины забил фонтан нефти дебетом более 120 тонн добычи в сутки.

Открытие Ромашкинского месторождения принесло нефтяникам сталинские премии.

Последовавшие исследования потенциала нефтяных залежей показали, что Шугуровское месторождение является частью Ромашкинского, а структура природного хранилища является многопластовой. К добыче нефти в промышленных масштабах приступили в 50-х годах.

Как выяснилось позднее, геологи открыли одно из загадочных месторождений.

Первоначальные оценки залежей оценивались в 710 миллионов тонн нефти, сейчас добыча достигла трех миллиардов тонн.

Специалисты отмечают пульсирующее состояние скважин, которые периодически пустеют и снова заполняются, объяснить этот феномен пока никто не может.

Характеристики

После проведения масштабного изучения потенциала нефтеносных слоев ученые приблизились к пониманию того, как возникло и какой потенциал хранит в себе Ромашкинское нефтяное месторождение.

Описание тектонических показателей относит его к Сокско-Шешминскому валу.

Геологическая оценка объема нефти равна пяти миллиардам тонн, а обоснованный резерв запасов и количество добываемого сырья равен трем миллиардам тонн.

Глубина, на которой проводится современная разработка, не превышает 1,8 километра. Размеры определены ориентировочно и находятся в пределах 65 х 75 километров. В сутки стартовый объем каждой скважины составляет около двухсот тонн.

Совет!

Ромашкинское нефтяное месторождение на сегодняшний день содержит около двухсот выявленных нефтяных залежей. Плотность добываемой нефти составляет 0,8 г/см³ – 0,82 г/см³, при этом присутствие серы и ее компонентов составляет около 2%.

При разработке месторождения были внедрены методы внутриконтурного и законтурного заводнения, теперь применяемые в мировой практике разработки нефтяных приисков. Центром добычи нефти данного месторождения является город Альметьевск.

Особенности

Многопластовое Ромашкинское нефтяное месторождение при разработке спровоцировало большое количество нововведений, открытий и технологических открытий.

В самом крупном российском месторождении пласты, разделенные на слои, располагаются почти горизонтально, разделяют этот «пирог» малопроницаемые глинистые породы.

Слоистость носит нерегулярный характер, и месторождение обладает большой нефтеносностью и низкой гидропроводностью.

Компания “Татнефть” является предприятием эксплуатирующим. Ромашкинское нефтяное месторождение.

Разработка осложняется высокой степенью внутренней коррозии нефтепроводов, что ведет к большим потерям металла, раннему выходу трубопроводов из эксплуатации.

Эта особенность местных углеводородов требует постоянного мониторинга оборудования, дорогостоящего ремонта систем нефтесбора и приводит к интенсивному загрязнению окружающей среды.

К примеру, анализ показателей отказов систем нефтесбора компании НГДУ Иркеннефть за 1999 год демонстрирует, что 27% всех поломок связаны с внутренней коррозией.

Внимание!

Ромашкинское нефтяное месторождение обладает еще одной особенностью: внутриконтурное заводнение производится не просто водой, а с особенными требованиями.

Для заполнения рекомендуется использовать воды, в составе которых содержится нефть до 20 мг/л, железо до 2 мг/л и взвешенные частицы около 16 мг/л, причем размер последних не должен превышать размер около 10 микрон.

Современное состояние

К настоящему времени в республике Татарстан были открыты более ста месторождений углеводородов, Ромашкинское нефтяное месторождение по-прежнему остается крупнейшим.

За весь период нефтедобычи в Татарстане было выкачано более 3 миллиардов тонн нефти, доля Ромашкинской добычи в общем потоке составляет более 70 %.

Из недр месторождения выбрано уже более 2,2 миллиарда тонн, что означает выработку запасов на 85 %.

Согласно устоявшемуся мнению в недалеком будущем, а именно 2065 году, числящиеся на балансе запасы Ромашкинского гиганта будут полностью добыты.

На современном этапе планируется доразведка недр, внедрение новейших технологий которые позволят продлить добычу до 2200 года.

Согласно последним исследованиям ученых нефть в месторождении постоянно подпитывается из глубин, а потому срок добычи удлиняется.

Перспектива

Природа, как джинн из сказки – одной рукой созидает, другой разрушает. Происходит не только подпитка нефтеносных слоев, но их разрушение, что приводить к образованию тяжелой нефти и битумов.

Легкие нефти палеозойского периода поднимаются вверх и окисляются, в результате чего преобразуются в «покрышку», сохраняющую нижние слои нефти.

Важно!

Ученые считают, что подобная ситуация складывается на большинстве Татарстанских нефтеносных месторождениях, не исключая Ромашкинское нефтяное месторождение.

Когда закончится гигант? На этот вопрос официальный ответ может быть следующий в 2026 году, но учитывая последние исследования – через несколько столетий.

Разрабатывающая компания

Компания «Татнефть» на протяжении нескольких десятилетий является единственным разработчиком Ромашкинского месторождения.

Около 60% всей добычи черного золота в компании приходится на Ромашкинское НМ, остальная добыча происходит на Ново-Елховском, Бондюжанском, Сабанчинском, Бавлинском, Первомайском месторождениях.

В компании уделяют большое внимание разработке и внедрению новых подходов в добыче и разведке нефти, испытываются инновационные технологии, усовершенствуются установки и машины. В 2006 году лицензия на разработку Ромашкинского месторождения для ПАО «Татнефть» была продлена до 2038 года.

Экологический фактор

Осуществляющийся отбор нефти из Ромашкинского месторождения, как из любого другого, влияет на сейсмическую обстановку в регионе. Чем интенсивнее происходит разработка, тем выше риск землетрясения.

Согласно наблюдениям, в некоторые годы, в районе разработки наблюдалось до семидесяти сейсмических событий в год. Также на окружающую среду негативно действуют технологические выбросы, сопровождающие работу любого нефтепромышленного комплекса.

Вредные и отравляющие вещества попадают в воздух, грунт, загрязняют воды.

Компания ПАО «Татнефть» прикладывает максимум усилий для сохранения экологии разрабатывая Ромашкинское нефтяное месторождение. История знает немало катастроф изменивших природный баланс и потому российский бизнес стремится к минимизации последствий.

Краткие данные о компании

В 1950 году Совет Министров СССР создал производственно-техническое объединение «Татнефть». Новый статус открытого акционерного общества предприятие получило в 1994 году.

Акционерами являются примерно 45 746 юридических и физических лиц. Самые крупные из них:

  • ЗАО «Национальный расчетный депозитарий» (более 47 % акций).
  • ОАО «Центральный Депозитарий Республики Татарстан» (около 33,6 % акций).
  • ОАО Lukoil Neseas Holding ltd acm, дочернее предприятие компании «Лукойл» (около 7,3 % акций).
  • АО Feisen Bank International (около 6 % акций).

Генеральный директор компании – Маганов Наиль Ульфатович, председатель совета директоров – Минниханов Рустам Нургилиевич.

Источник: http://.ru/article/282558/romashkinskoe-neftyanoe-mestorojdenie-opisanie-istoriya-harakteristiki-i-osobennosti

Славнефть планирует в 2017г ввести в промышленную разработку Куюмбинское месторождение

Новости » Славнефть планирует в 2017г ввести в промышленную разработку Куюмбинское месторождение

“Славнефть” планирует в 2017 году ввести в промышленную разработку Куюмбинское месторождение в Красноярском крае.

На начальном этапе эксплуатации в 2017 году на месторождении намечено добыть в общей сложности 295 тыс тонн нефти, говорится в сообщении компании..

Предполагается, что в дальнейшем по мере ввода в разработку новых залежей Куюмбинского и других лицензионных участков “Славнефть-Красноярскнефтегаза” /дочернее предприятие “Славнефти”, работающее на месторождениях компании в Восточной Сибири/ ежегодный объем нефтедобычи будет планомерно расти и на пике достигнет 10,8 млн тонн в 2029 году.

С 2010 года на Куюмбинском месторождении активно ведутся работы по развитию производственной инфраструктуры и подготовке запасов углеводородов к промышленной разработке.До конца текущего года намечено ввести в строй еще две горизонтальные скважины, а в период 2014-2015 годов построить 16 скважин, в том числе две с двумя горизонтальными стволами.

“Славнефть-Красноярскнефтегаз” занимается геологическим изучением недр на пяти лицензионных участках в Эвенкийском муниципальном районе Красноярского края: Абракупчинском, Кординском, Подпорожном, Куюмбинском и Терско-Камовском. Суммарная площадь территорий, на которых предприятие ведет производственную деятельность, составляет 18,3 тыс кв км.

Основные открытые месторождения находятся на Куюмбинском и Терско-Камовском лицензионных блоках, расположенных в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления.

    • Красноярский край в 2013г ожидает увеличения добычи нефти на 17%

Добыча нефти на Ванкорском месторождении в Красноярском крае, основном месте ее добычи в регионе, в 2013 году в сравнении с прошлым годом вырастет на 17% – до 21,6 миллиона тонн, сообщил премьер края Виктор Томенко на заседании регионального правительства.

    • На Ванкоре добыто 70 млн т нефти

Нефтяники «Роснефти» извлекли из недр Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения 70-ти миллионную с начала добычи тонну нефти. Месторождение было введено в промышленную эксплуатацию в августе 2009 года.

    • “Газпром нефть” разведала Восточную Сибирь

“Газпром нефть” фактически открыла новое месторождение в Восточной Сибири. В процессе изучения участков Чонской группы, лицензии на которые были получены несколько лет назад, компания доразведала запасы на 100 млн тонн нефти и 175 млрд кубометров газа. Государственная комиссия по запасам уже

Источник: http://uptek.ru/news/2205-slavneft-planiruet-v-2017g-vvesti-v-promyshlennuyu-razrabotku-kuyumbinskoe-mestorozhdenie.html

Будущее нефти в крае

Доля разведанных запасов нефти по отношению к России в крае составляет чуть более одного процента. Но будущее нефти в крае просматривается в розовом цвете. На полуострове Таймыр это место­рождение на мысе Нордвик.

Всё левобережье Енисея к северу входит в богатейшую в нашей стране Западно — Сибирскую нефтегазоносную об­ласть.

В пределах Красноярского края тут около трёхсот тысяч квадратных километров земель, которые нуждаются в серьёзном геологическом исследовании. По прогнозам, здесь может храниться не менее 2,3 мил­лиарда тонн условных углеводородов.

Пять нефтяных и газовых место­рождений в районе уже открыты и готовы давать нефть. Это Ванкорское, Лодочное, Тагульское, Сузунское, Горчинское.

Но геологи единодушны: Ванкорское месторождение может быть значительно расширено по за­пасам за счёт дополнительных исследований. Дело только за временем, большая нефть в Туруханском районе есть. Это богатейшая кладовая в мире. Двери её откроются в самое ближайшее время.

Если прогнозы подтвердятся, запасы нефти Ванкорского месторожде­ния могут достигнуть 300 — 350 миллионов тонн, а в целом по Туруханскому району составить 400 — 450 миллионов тонн. Возможно больше. Предста­вить себе эти миллионы тонн в реальном воображении невозможно.

На Ванкорском месторождении в ближайшие годы ожидается на­чало промышленной добычи нефти. Продажа нефти будет увеличи­ваться ежегодно. Но уже сейчас на месторождении развёрнуты очень большие работы, рассчитанные на добычи больших объёмов нефти.

Совет!

Лено — Тунгусская нефтегазоносная площадь на территории края представлена Северо — Тунгусской, Южно — Тунгусской, частично Анабарской, Байкитской, Катангской, Нижне — Ангарской, Присаяно — Енисейской нефтегазоносными областями.

Одно перечисление на­званий говорит о территориальной обширности залегания нефти в крае. С севера мы движемся на юг, а перспективы на углеводороды по — прежнему удивительны. Это ли не свидетельство природных бо­гатств нашего края.

По их запасам мы можем соперничать с самыми большими нефтегазоносными районами мира.

Посмотрите так же материал : сейсмический пояс это

Провинция считается уникальной в связи с открытием в её пределах нефтяных и газовых или газоконденсатных и нефтегазоконденсатных за­лежей.

К началу 1998 года на красноярской территории Лено — Тунгусской нефтяной провинции выявлено пятнадцать площадей с промышленны­ми и полупромышленными проявлениями углеводородов, из которых по шести месторождениям — Куюмбинскому, Юрубчено — Тохомскому, Оморинскому, Собинскому, Пайгинскому и Агалеевскому — часть за­пасов уже поставлена на баланс. Пусть пока точно не обсчитанный, но дающий понять, что здесь можно начинать добывать нефть.

Собинское и Пайгинское нефтегазоконденсатные месторожде­ния подготовлены к разработке.

Эвенкийский муниципальный район ждёт этих разработок, но пока дело стоит из — за нерешённого вопроса по транспортировке нефти к потребителю. Необходимо строительство нефтепроводов.

От Юрубчено — Тохомского месторождения до ближай­шей железнодорожной станции шестьсот километров. Кто построит этот трубопровод, за чей счёт — вопрос пока остаётся нерешённым.

Особенность запасов нефтегазовых ресурсов Сибири — резкое преобладание газа по отношению к нефти и конденсату в сложных по геологическому строению нефтегазовых залежах.

Внимание!

Большая часть запасов сосредоточена в трёх зонах: Юрубчено — Тохомском нефтега­зодобывающем районе — Юрубчено — Тохомское, Куюмбинское, Оморинское и Терское месторождения, Собинско — Тетэринском нефтега­зодобывающем районе — Собинское и Пайгинское месторождения.

И в Нижнеангарском перспективном газодобывающем районе — Аявинское и Берямбинское месторождения.

Источник: http://preimikus.ru/budushhee-nefti-v-krae.html

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.