Месторождение нефти уренгой


история освоения, запасы, эксплуатация, перспективы

Месторождение «Уренгойское» одно из самых гигантских в мире. Оно уступает по объему месторождению «Северный/Южный Парс» в водах Катара и Ирана. Предположительные запасы газа составляют около 10 трлн м3.

Географическое положение

Месторождение «Уренгойское» расположено в Западной Сибири, на территории Ямало-Ненецкого АО, в нескольких десятках километров от границы Северного Полярного круга. Название месторождения связано с наименованием находящегося поблизости поселка Уренгой. Его освоение привело к рождению города газодобытчиков – Новый Уренгой.

История "Уренгойского" месторождения

"Уренгойское" месторождение обнаружено в 1966 году сейсмической станцией В. Цыбенко. Пробуренная разведочная скважина в Пуровском районе Тюменской области положила начало интенсивной добыче природного газа, которая началась с 1978 года. За последующие три года было поднято на поверхность 100 млрд м3 сырья.

Месторождение характеризуется следующими параметрами: длина – 220 км и площадь 6 тыс. км2. Январь 1984 года отметился важным событием – уренгойский газ начал экспортироваться в Западную Европу. Количество добываемого сырья с каждым годом росло: с 9 млрд м3 газа в 1978 году на следующий – в 2,5 раза больше, а в 1986 году объемы достигли проектной мощности. С 1997 года помимо газовых введены в эксплуатацию нефтяные скважины.

В 2008 году приступили к разработке ачимовских отложений, богатых газом и конденсатом.

Состав газа

Уренгойский газ характеризуются как метановый, доля метана 81–94%. Содержание азота и углекислого газа не выше 1%.

Структура

Месторождение «Уренгойское» входит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию и состоит из четырех залежей природного сырья, отличающихся уровнем залегания, – сеноманских, неокомских, ачимовских и среднеюрских. В структуре месторождения заложены породы различных возрастов – от юрского до палеогенового. Сложное строение месторождения связано с очаговыми поднятиями – северным, центральным и южным, которые богаты газовыми залежами. В границах месторождения обнаружены газовая (1), газоконденсатные (7), газоконденсатонефтяные (30) и нефтяные (3) залежи.

Ачимовские залежи

Обработка данных геологической модели "Уренгойского" месторождения показывает, что размер ачимовских залежей – 9137 км2, объемы ископаемого газа – 1 трлн м3, газового конденсата – 200 млн т. Это позволяет считать ачимовские залежи перспективным природным образованием, позволяющим увеличить добычу на уже действующих месторождениях. Однако большая глубина газоносных пластов в сочетании со сверхвысоким давлением и наличием тяжелых углеводородов затрудняют разработку месторождения. Проект разрабатывался с учетом этих факторов. Поскольку ачимовские залежи имеют низкую продуктивность, проект предусматривает горизонтальную проходку скважин протяженностью 200–300 метров вдоль пласта.

При разработке Ен-Яхинской площади, входящей в состав Большого Уренгоя, из-за повышенного содержания конденсата газа используется сайклинг-процесс. Газ закачивается в продуктивные пласты, за счет чего повышалась конденсатоотдача. Это позволяет максимально поднять на поверхность имеющийся конденсат и существенно снижает пластовые потери.

На месторождении «Вуктыл» задача повышения конденсатоотдачи по сей день остается актуальной, так как существенные объемы запасов конденсата остаются в пласте.

Запасы «Уренгойского» месторождения

Геологические запасы УГМ оценены в 16 трлн м3 природного газа. Конденсата предположительно залегает 1,2 млрд т.

Текущее положение

На настоящий момент в "Уренгойском" месторождении количество эксплуатируемых бурений достигло 1300. Права на эксплуатацию принадлежат ООО «Газпром добыча Уренгой». Оно является дочерним предприятием ПАО «Газпром» (со 100% владением акций). К концу 2008 года объем газодобычи компанией превысил отметку 6 трлн м. Этот мировой рекорд занесен в Книгу рекордов России.

Перспективы

Эксплуатация «Уренгойского» месторождения в ближайшем будущем предполагает разработку ачимовских залежей. В 2011 году исследовательским центром ООО «ТюменНИИгипрогаз» внедрена схема технологических процессов. Документом определена стратегия разработки и учтены интересы всех недропользователей. Документ предполагает с 2015 по 2017 год ввод еще трех ачимовских участков. Добычу конденсата к 2024 году на всех участках планируется довести до проектной цифры, т. е. в размере 10,8 млн т ежегодно. Расчетный добываемый объем газа 36,8 млрд м3 ежегодно планируется достичь к 2024-му. Прогнозируемый предельный уровень добычи нефти составляет более 11 млн т в год.

Вклад «ВНИПИгаздобычи»

Месторождение «Уренгойское» имеет огромное значение для российской экономики. В создании гигантского комплекса газодобычи УГМ большую роль сыграл «ВНИПИгаздобыча». Благодаря многолетнему труду ученых и проектировщиков были разработаны новые технологии проектирования, созданы уникальные системы менеджмента проектами разработки месторождений нефтегазового сырья.

fb.ru

История Уренгоя

1966 год

На Севере Тюменской области геологи открыли крупнейшее в мире Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение. Для развивающейся экономики России 70 — 80-х годов XX века требовались огромные объемы энергоносителей — нефти и газа. Решение этой грандиозной задачи стало возможным за счет разработки богатейших недр Западной Сибири. Гигантские запасы углеводородного сырья определили стратегию освоения уникальных северных кладовых, перспективу развития региона. В короткие сроки в сложных природно-климатических условиях Крайнего Севера самоотверженным трудом ученых, инженеров, буровиков, строителей, газодобытчиков, транспортников был создан Уренгойский нефтегазовый комплекс.

1977 год

Декабрь

Издан приказ Министерства газовой промышленности СССР об организации Уренгойского производственного объединения по добыче газа «Уренгойгаздобыча». Директором предприятия назначен Иван Спиридонович Никоненко.

1978 год

Образовано ПО «Уренгойгаздобыча». Начата разработка Уренгойского месторождения.

22 апреля

Введена в эксплуатацию первая установка комплексной подготовки газа, в магистраль подан первый уренгойский газ.

Май

Предприятием добыт первый миллиард м3 газа, добытого с начала промышленной эксплуатации Уренгойского месторождения.

1981 год

Март

Коллективом ПО «Уренгойгаздобыча» в магистральный газопровод подан 100-й миллиард кубометров газа, спустя полгода добыто уже 150 миллиардов кубометров газа с начала разработки месторождения.

1985 год

Начало разработки неокомских залежей.
Первые тысячи тонн конденсата поступили в магистральный конденсатопровод Уренгой-Сургут.

1986 год

Уренгойское НГКМ вышло на проектную мощность 250 млрд м3 газа в год.
Коллектив ПО «Уренгойгаздобыча» добыл первый триллион с начала разработки Уренгойского месторождения.

Июнь

Генеральным директором ПО «Уренгойгаздобыча» назначен Рим Султанович Сулейманов.

1987 год

Начало добычи уренгойской нефти.
Достигнут наивысший годовой уровень добычи газа — 306 млрд м3, а суточная добыча составила один миллиард кубических метров газа.

1990 год

Январь

ПО «Уренгойгаздобыча» имени С.А. Оруджева переименовано в ПО «Уренгойгазпром».

Сентябрь

На нефтепромысле № 1 добыт первый миллион тонн уренгойской нефти.

1998 год

Открыто Северо-Самбургское месторождение.

1999 год

Июнь

ПО «Уренгойгазпром» переименовали в ООО «Уренгойгазпром».

2000 год

Открыто Южно-Песцовое месторождение.

2001 год

Декабрь

Газодобытчиками ЯНАО добыто 10 трлн м3 газа, около половины из них — заслуга Общества «Уренгойгазпром».

2002 год

Добыто 5 трлн м3 газа.

2003 год

Пущена в эксплуатацию неокомская залежь Ен-Яхинского месторождения и Таб-Яхинский участок Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

Июль

Создано совместное предприятие ОАО «Газпром» и «Винтерсхалл АГ» — ЗАО «Ачимгаз».

2004 год

Пуск в эксплуатацию Песцовой площади Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

2006 год

Апрель

В ЗАО «Ачимгаз» начато промышленное освоение ачимовских отложений Уренгойского месторождения.
Уникальный волейбольный матч на Полярном круге, состоявшийся при поддержке ООО «Газпром добыча Уренгой», занесен в Книгу рекордов России как «первый в мире турнир по классическому волейболу на снегу на Полярном круге».

Октябрь

На проектную мощность вышла установка комплексной подготовки газа №16 Песцовой площади Уренгойского месторождения.

2008 год

Июль

Состоялся торжественный митинг, посвященный вводу в промышленную эксплуатацию УКПГ-31 совместного российско-немецкого предприятия ЗАО «Ачимгаз».

Декабрь

С начала разработки Уренгойского месторождения добыто 6 трлн м3 газа. Это достижение зарегистрировано в Книге рекордов России как «самое большое количество газа, добытое одним предприятием из одного месторождения».

2009 год

Декабрь

Введен в опытно-промышленную эксплуатацию второй опытный участок ачимовских отложений Уренгойского месторождения (газоконденсатный промысел № 22).

2010 год

Введена в эксплуатацию Западно-Песцовая площадь Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.
Введены в эксплуатацию две компрессорные станции по утилизации попутного нефтяного газа.

2012 год

Июль

Решением ОАО «Газпром» генеральным директором ООО «Газпром добыча Уренгой» избран Сергей Мазанов.

2013 год

Апрель

18 апреля 2013 года в Новом Уренгое состоялась экологическая конференция, посвященная 35-летию ООО «Газпром добыча Уренгой» и 150-летию со дня рождения В.И. Вернадского. Конференция приурочена к объявленному ОАО «Газпром» Году экологии, который проходил под лозунгом «Одним дыханием с природой».

35 лет назад, с установки комплексной подготовки газа № 1 Общества «Газпром добыча Уренгой» подан первый промышленный газ Уренгоя. Ввод в эксплуатацию УКПГ-1 ознаменовал собой начало освоения уникального Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

Сентябрь

Совокупная добыча Обществом «Газпром добыча Уренгой» составила 6,5 триллиона куб. м газа. Такого гигантского количества газа с одного месторождения не добывала ни одна компания в мире.

2015 год

Октябрь
Решением ПАО «Газпром» генеральным директором ООО «Газпром добыча Уренгой» избран Александр Корякин.

www.ugp.ru

Уренгойское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Уренгойское месторождение

Cтраница 1

Уренгойское месторождение - наиболее крупное из всех газовых месторождений СССР. Основные запасы газа связаны с сеноманскими отложениями.  [1]

Уренгойское месторождение расположено в 60 км к северо-западу от г. Новый Уренгой.  [2]

Уренгойское месторождение отличается высокой производительностью скважин.  [3]

Уренгойское месторождение ( Уренгойская, Ен-Яхинская и Песцовая площади) расположено на территории Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области. Ен-Яхинская, Песцовая, северная часть Уренгойской площади находятся за Полярным крутом.  [4]

Уренгойское месторождение ( Уренгойская, Ен-Яхинская и Песцовая площади) расположено на территории Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области. Ен-Яхинская, Песцовая, северная часть Уренгойской площади находятся за Полярным кругом.  [5]

Уренгойское месторождение газоконденсатно-нефтяное - расположено в 50 км к С. Входит в Западно-Сибирскую нефтеагзоносную провинцию. Центр разработки - г. Новый Уренгой. В верхнемеловых породах ( сеноман, уренгойская свита) обнаружена газовая залежь вые. Продуктивные отложения представлены песчаниками с линзовидными прослоями алевролитов и глин. Коллекторы гидродинамически связаны между собой и образуют ловушку массивного типа. В нижнемеловых отложениях выявлено св. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с резкой литологич.  [6]

Уренгойское месторождение открыто в 1966 г. В геологическом строении месторождения принимают участие юрские, меловые, неогеновые и четвертичные отложения.  [7]

Уренгойское месторождение находится в поздней стадии разработки и затраты на глушение скважин и ликвидацию осложнений после глушения многократно возрастают. Эти проблемы в ПО Уренгойгазпром не всегда успешно решались, Что объясняется особенностями геологического разреза и изменениями, которые происходили в процессе эксплуатации песко - и водопроявляюших скважин.  [8]

Уренгойское месторождение ( сеноманские отложения) введено в эксплуатацию в апреле 1978 г. В 1982 г. добыча газа из месторождения обеспечила почти треть общеотраслевой и больше половины по Тюменгазпрому.  [9]

Уренгойского месторождения, а такая возможность имеется при освоении Ямбургского месторождения, необходимо более взыскательно подойти к обоснованию мощности промысла - уровней расчетной годовой добычи газа, продолжительности периода стабильных отборов и увязки этих показателей с эффективностью использования основных фондов.  [10]

Уренгойского месторождения при дебитах от 6 5 до 1 0 млн. м3 / сут равным 299 мм, а для месторождения Медвежье при дебите скважин от 4 7 до 0 7 млн. м3 / сут - 273 мм. Грязнова подтверждают, что наиболее рациональные диаметры эксплуатационных колонн, способные пропустить поток газа с дебитом 5 - 8 млн. м3, при оптимальном расходе пластовой энергии и наиболее высокой экономической эффективности равны 245 - 273 мм для месторождений типа Медвежьего и 245 - 324 мм для месторождений типа Уренгойского.  [11]

Уренгойского месторождения характеризуются хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, обусловливающими низкие прочностные качества.  [12]

Уренгойского месторождения ( валанжинские отложения) на тонну добытой нефти необходимо закачивать в пласт 0 75 т 11ШУ, если использовать последнюю в качестве растворителя.  [13]

Уренгойского месторождения при дебитах от 6 5 до 1 0 млн м3 / сут равным 299 мм, а для месторождения Медвежье при дебите скважин от 4 7 до 0 7 млн м3 / сут - 273 мм. Грязнова подтверждают, что наиболее рациональные диаметры эксплуатационных колонн, способные пропустить поток газа с дебитом 5 - 8 млн м3, при оптимальном расходе пластовой энергии и наиболее высокой экономической эффективности равны 245 - 273 мм для месторождений типа Медвежьего и 245 - 324 мм для месторождений типа Уренгойского.  [14]

Уренгойскому месторождению, поэтому резко возрастает потребность в вводе скважин в эксплуатацию из консервации после бурения, так как фонд скважин создавался Методом опережающего бурения, т.е. бурение общего количества скважин, предусмотренного проектом разработки, производилось с опережением, и на момент ввода в эксплуатацию установок комплексной подготовки газа фонд скважин уже был пробурен.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Крупнейшее газовое месторождение | tmn online

С вводом в 1978-м Уренгойского комплекса в эксплуатацию добыча газа в стране выросла более чем вдвое, сделав Россию мировым газовым лидером.

Месторождение – второе в мире по величине пластовых запасов: свыше 10 трлн м3. Сейчас здесь добывается четверть всего российского газа. На пике разработки Уренгой давал огромные объемы «голубого топлива» – до 300 млрд м3 в год.

Открыто месторождение было совершенно случайно: две баржи с сейсмологическим оборудованием сели на мель в акватории реки Пур. Было решено провести сейсморазведку местности. Фантастическим результатам разведки не поверили даже бывалые геологоразведчики.

Большая часть месторождения расположена за линией Полярного круга. При пуске месторождения 22 апреля 1978 года на термометре было -30. Зимой температура опускается и до -50 градусов. Промысел строился на голом месте, в тундре, где не было никакой инфраструктуры. Участники тех событий вспоминают: не выдерживала техника, железо – но люди стояли до конца.

В настоящее время ведется разработка ачимовского углеводородного пласта на уникальной глубине бурения – 3600 м. Объем разведанных запасов позволит, при современном уровне добычи, эксплуатировать месторождение еще не менее 30 лет.

 

Уренгойское месторождение относится к числу уникальных – супергигантских, то есть тех, чьи запасы превышают 5 трлн м³. Кроме того, это крупнейшее в мире газовое месторождение из расположенных на суше

 

Самая старая и самая продуктивная газовая скважина № 113 Уренгойского месторождения введена в эксплуатацию 31 марта 1978 года. Она до сих пор работает по 700 часов в неделю и уже дала стране около 10 млрд м3 газа

 

Разработчик Уренгойского НГКМ – ООО «Газпром добыча Уренгой». В состав уникального производственного комплекса входят 22 установки комплексной подготовки газа, два нефтепромысла, 17 дожимных компрессорных станций, пять станций охлаждения газа, свыше 2800 эксплуатационных скважин, две компрессорные станции по утилизации попутного нефтяного газа и насосная станция подачи конденсата

 

В 2008 году, к своему 30-летию, ООО «Газпром добыча Уренгой» поставило мировой рекорд по количеству газа, добытого с одного месторождения, – 6 трлн м3. Такого гигантского количества газа с одного месторождения не добывала ни одна компания в мире

 

ООО «Газпром добыча Уренгой» в числе первых газодобывающих предприятий отказалось от использования факелов для сжигания низконапорного газа. Ввод в эксплуатацию компрессорных станций по утилизации попутного нефтяного газа на центральных пунктах сбора нефти позволил начать эффективное использование попутного газа, а также сократить выбросы в атмосферу загрязняющих веществ

 

Название Уренгойское НГКМ получило по близлежащему населенному пункту – поселку Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой

Поделитесь ссылкой, сделайте нас чуть ближе к мечте!

1tmn.ru

Ямбургское месторождение. Ямбургское НГКМ (нефтегазоконденсатное месторождение)

Нефтяные месторождения России являются особыми экономическими объектами. Многие из них расположены в весьма отдаленных регионах. Это значительно осложняет их разработку. Многие нефтяные месторождения России были открыты в 50-х годах прошлого столетия. Некоторые из них стали важнейшими центрами добычи сырья.

Ямбургское месторождение газа: географическое положение

Оно располагается на Тазовском полуострове, в Ямало-Ненецком АО. Ближайший населенный пункт – поселок для вахтеров Ямбург. Он был построен для размещения персонала, занятого в разработке и обустройстве бассейна. От районного центра – поселка Тазовского – Ямбургское месторождение находится в 120 км. От райцентра до Салехарда расстояние по прямой – 520 км, а до Тюмени – 1300 км. Надым расположен в 285 км, а Новый Уренгой – в 225 км.

Транспортная сеть

Промышленность России является важнейшим экономическим сектором. В этой связи должно быть налажено бесперебойное сообщение с источниками сырья для предприятий. Доставка грузов на крупнейшие месторождения природного газа осуществляется по железной дороге, автомобильным трассам или воздуху. В зависимости от географического положения сообщение может быть и водным. Доставка грузов на Ямбургское месторождение производится по ж/д от Нового Уренгоя до станции Ямбург. Также действует автотрасса. В навигационный период транспортировка осуществляется по Тазовской и Обской губам. Газоконденсатное месторождение имеет также развитую внутреннюю сеть автодорог. Они соединяют установки по комплексной подготовке сырья (УКПГ). Круглогодично на Ямбургское месторождение доставляются грузы вертолетами. В холодное время года действуют также зимники. По ним перевозятся не только грузы, но и оборудование на вездеходах и тракторах. Транспортировка газа осуществляется системой магистральных трубопроводов "Ямбург - Центр", для перемещения конденсата сооружен соответствующий конденсатопровод до Уренгоя.

Особенности местности

Ямбургское месторождение находится в малонаселенной местности. На территории проживают преимущественно ненцы, русские и ханты. В основном местное население занято рыболовством, оленеводством, охотой, животноводством. Часть жителей задействована на месторождении в добыче и разведке сырья. Территория представляет собой равнину с небольшими холмами и общим уклоном от юга к северо-востоку. Местность отличается значительным эрозионным расчленением.

Гидрографическая сеть

Она представлена реками Хадуттэ и Поелаваяха. Они впадают в Тазовскую губу. Кроме этого по местности протекает множество притоков. Реки не судоходны, имеют ширину до ста метров и скорость течения от 0,5 до 1 м/сек. В первой половине июня они вскрываются ото льда, в октябре начинается ледостав. К ноябрю реки становятся пригодны для передвижения гусеничного транспорта. На междуречьях почва сильно заболочена. Для местности, на которой располагается Ямбургское месторождение, характерна значительная заозеренность пространств и наличие по долинам рек старичных озер. Максимальная глубина водоемов – 0,5-5,6 м.

Геология

На территории отмечается сплошное развитие четвертичных отложений. Они представлены песками разной зернистости, в редких участках - грубообломочными породами. Здесь также обнаруживаются супесчано-суглинистые осадки. Мелкозернистые пески, которые характеризуются незначительным присутствием глинистого материала и высокой за счет этого фильтрационной способностью, применяются при сооружении насыпей и подстилающего слоя автотрасс.

Исследование района

Западносибирские территории стали активно изучаться в 50-е гг. прошлого века. До того момента промышленность России не делала больших ставок на геофизические работы. В этой связи последние носили весьма случайный характер. Соответственно, мероприятия не давали серьезного результата, позволившего бы оценить перспективы нефтегазоносности. В начале 50-х годов в Тюмени, Томске и Новосибирске были созданы особые организации, в задачи которых входило детальное исследование западносибирской территории. В 1949-53 гг. была осуществлена аэромагнитная съемка в масштабе 1:1 000 000. По ее результатам специалисты провели районирование местности. В 1952-54 гг. институты НИИИГА и ВСЕГЕИ выполнили более значительные по результатам и объему исследования. По материалам геолого-геоморфологической съемки была разработана стратиграфия по четвертичным отложениям, а также были получены данные об особенностях распространения вечной мерзлоты.

Освоение месторождения

В 1959 году в с. Тазовском была пробурена 538-метровая колонковая скважина. По результатам ее исследования была получена информация о литологии меловых, третичных и четвертичных отложений. В 1963 году на тектонической схеме впервые была выделена Ямбургская структура. Она выявлялась по сведениям интерпретации аномалий в магнитном и гравитационном полях. С 1965 по 1971 год на местности были проведены сейсморазведочные работы. В соответствии с их результатами обнаруженное поднятие перешло в статус выявленных и получило название Ямбургского. Далее были проведены подготовительные мероприятия для глубокого бурения. Первую поисковую скважину заложили в присводовой части. Бурение было начато 27 июля 1969 года.

Первые объемы

В ходе испытаний сеноманских отложений был получен газовый фонтан дебитом 2015 тыс. кубометров в сутки. Первая скважина, таким образом, ознаменовала открытие бассейна. С 1969 по 1973 год на Ямбургском месторождении пробурили 21 скважину. По полученным результатам были просчитаны и утверждены запасы в сеноманских залежах. Их количество составило 2810,4 млрд кубометров по категории С2. По результатам изучения и бурения дополнительных скважин был проведен вторичный пересчет. В 1979-м показатели были утверждены в количестве 3298,7 млрд кубометров по категориям С1+В, а также 260 млрд кубометров по С2. Оставались не до конца изученными Южно-Ямбургский купол и северное малоамплитудное поднятие. Следующий пересчет запасов проводился 1 февраля 1983 года. В его основу легли данные бурения 67 скважин. На основании полученных сведений был составлен проект разработки. Вместе с этим на глубине 2,5-3,3 тыс. метров было обнаружено 7 обширных газоконденсатных залежей. Их общий запас газа оценивался в 1193 млрд кубометров по категориям С1+В, 585 млрд кубометров по С2, конденсата – соответственно по 102 и 50 млн тонн.

Растительность

Ямбургское месторождение находится в тундровой зоне. Для территории характерно практически сплошное и повсеместное распространение многолетних мерзлых пород. Глубина их кровли колеблется в пределах 0,3-1,5 м. В долинах рек их поверхность углубляется до 2-5 м и ниже. Подошва многолетнемерзлых пород залегает на глубине 318-465 м, на большей территории – на 400-450 м. Преимущественно территория покрыта лишайниками и мхами. Вдоль речных берегов можно встретить кустарниковую растительность.

Климат

Зима здесь суровая и достаточно продолжительная, а лето короткое. В холодное время часты метели и ветра. Самый сложный в климатическом плане месяц – январь. В этот период морозы могут достигать -50… -58 градусов. Среднемесячная температура составляет -27 градусов. В понижениях рельефа снеговой покров имеет мощность до 2 м, а на водоразделах – 0,6-0,8 метра. Самым теплым считается август. В отдельные дни в это время температура может повыситься до +28… +30 градусов. В период вторжения арктических воздушных потоков в июле-августе может быть -5…. -6 градусов.

Дополнительные сведения

На северо-восточной части Тазовского полуострова находится Ворк-Яхский участок. На нем обнаружены залежи кирпично-керамзитовых глин. Это сырье пригодно для производства обычного глиняного кирпича, а также керамзитового гравия. Согласно подсчетам, запасы этого участка находятся в пределах 225 млн м. В юго-восточном направлении от Ямбургского месторождения были выявлены залежи строительного песка. Его запасы по подсчетам составляют более 1 млрд кубометров. Находится месторождение песка в среднем течении реки Хадуттэ и именуется Хадуттинским.

fb.ru

Русское месторождение «Роснефти» в ЯНАО будет введено в эксплуатацию в 2018 г. - ТЭК

НОВЫЙ УРЕНГОЙ, 14 декабря. /ТАСС/. Русское месторождение "Роснефти" в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) с извлекаемыми запасами более 420 млн тонн нефти будет введено в промышленную эксплуатацию в 2018 году, сообщил журналистам гендиректор "Тюменнефтегаза" ("дочка" "Роснефти", владеет лицензией на разработку месторождения) Андрей Мухачев.

Ранее планировалось начать полномасштабную разработку месторождения в 2017 году.

"Запуск Русского месторождения в промышленную эксплуатацию запланирован на 2018 год", - сказал Мухачев, добавив, что проект постепенно выходит на самоокупаемость.

В первый год эксплуатации месторождения ожидаемая добыча составит 1,3 млн тонн нефти с последующим стабильным ростом. "Цикл разработки месторождения - до 2150 года. С момента старта разработки в 2018 году мы сразу выходим на 1,3 млн тонн нефти и потом мы будем расти, прибавляя примерно по 1 млн тонн нефти в год до 2023 года", - добавил Мухачев.

Первые показатели

С 2007 года "Тюменнефтегаз" добыл на месторождении 750 тыс. тонн нефти. При этом до конца 2016 года из недр планируется извлечь более 230 тыс. тонн.

По величине запасов нефти Русское месторождение классифицируется как уникальное. Геологические запасы нефти по категории АВС1+С2 составляют около 1,4 млрд тонн, извлекаемые запасы - 422 млн тонн, сообщили в "Роснефти".

Сложности разработки

По словам гендиректора "Тюменнефтегаза", месторождение было открыто еще в 1968 году, а затянувшийся старт его разработки связан, прежде всего, с труднодоступностью территории. Кроме того, нефть на этом участке относится к тяжелой.

"Не было понятно, как ее разрабатывать и бурить, как подготавливать. За последние несколько лет все необходимые решения для его разработки были приняты, проведены сейсмические работы, опытно-промышленные эксплуатации, найдены лучшие и эффективные варианты бурения с точки зрения цены и качества, и подготовки нефти", - пояснил Мухачев. Он подчеркнул, что бурение на 90% осуществляется отечественным оборудованием.

Несмотря на то, что нефть относится к тяжелой, по своим качествам она является уникальной. "Наличие серы в нашей нефти гораздо ниже, чем в сорте Brent, который является сегодня самым показательным и привлекательным по цене и качеству. Кроме того, нефть Русского месторождения низкопарафинистая, что не создает никаких проблем в эксплуатации. Смешивается она прекрасно, в переработке является очень ценным продуктом", - рассказал топ-менеджер.

Нефть, добываемая на Русском месторождении, способна улучшать качество высокосернистых нефтей при смешивании. И несмотря на высокую плотность и вязкость, она не замерзает даже при температуре минус 26 градусов, отмечают в "Роснефти".

Строительство инфраструктуры

Русское месторождение, несмотря на то, что находится за Полярным кругом, имеет развитую инфраструктуру. "Например, у нас идет сюда бетонная дорога, что по северным меркам - очень здорово. Дорога обеспечивает круглогодичный проезд на месторождение. Это очень важно для проекта", - отметил Мухачев.

Действующий фонд скважин - 26 (до конца года их число вырастет до 29). "В последующие годы мы будем бурить по 90-100 скважин в год", - добавил гендиректор "Тюменнефтегаза". Также планируется увеличить количество буровых установок с 3 до 7 штук.

По информации "Роснефти", в настоящий момент на месторождении опережающими темпами ведется масштабное строительство объектов. В частности, с начала 2016 года завершена инженерная подготовка площадки приемно-сдаточного пункта (ПСП) "Заполярное", строительство свайных оснований под блочное оборудование и резервуарный парк. Кроме того, завершена подготовка восьми кустовых площадок и куста газовых скважин. Ведется подготовка к строительству нефтепровода ЦПС "Русское" - ПСП "Заполярное" протяженностью 65 км для последующей сдачи нефти в магистральный нефтепровод Заполярье - Пурпе.

Мухачев рассказал, что с "Транснефтью" уже заключен предварительный договор на сдачу нефти с Русского месторождения в нефтепровод Заполярье - Пурпе. Представитель "Транснефти" Игорь Демин подтвердил наличие такого договора.

Иностранный интерес

Проектом по разработке Русского месторождения интересуются и иностранные инвесторы, в частности, китайская Sinopec и индонезийская Pertamina. Как поясняют в "Роснефти", компания намеренно не включала в документы условия об эксклюзивности и продолжает диалог со всеми заинтересованными сторонами. В частности, с Sinopec ведутся переговоры о приобретении китайской компанией до 49% в "Тюменнефтегазе".

Совместная разработка запасов месторождения позволит "Роснефти" и Sinopec снизить операционные риски проекта. Сотрудничество также увеличит возможности проекта в финансировании и технологиях для его реализации.

Кроме того, рассматривается возможность создания СП на базе "Тюменнефтегаза" между "Роснефтью" и индонезийской Pertamina для совместной разработки проекта. Pertamina может получить до 37,5% в СП.

О принятии окончательного решения по выбору инвестора пока не сообщалось. Предполагается, что после вхождения иностранного инвестора в проект, операционный контроль над планируемым совместным предприятием будет осуществлять "Роснефть".

tass.ru

Крайнее месторождение - Информация о Крайнем месторождении

Крайнее нефтяное месторождение находится в ЯНАО, в Пуровском районе Тюменской области. Недалеко, примерно в 10 километрах от него, расположен крупный промышленный центр город Муравленко.

Крайнее месторождение нефти: характеристика

Крайнее месторождение обнаружила в 1982 году поисково-разведочная экспедиция «Главтюменьгеологии», которая открыла залежи нефти скважиной под номером 50. На промышленную мощность Крайнее месторождение вышло уже в 1986 году.

По своей геологической структуре Крайнее месторождение на карте нефтегазоносных областей Западной Сибири относится к Сургутскому району Надымской нефтегазоносной области. Нефтеносные пласты площадью 80 квадратных километров залегают на средней глубине - около 2900 метров.

В настоящее время Крайнее нефтяное месторождение находится в распределенном фонде недр и получило лицензию на разработку. На этапе оформления лицензии право на разработку Крайнего месторождения перешло от «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» к «Муравленковск-нефть» (которая является филиалом «Ноябрьск-нефтегаза»), при этом срок лицензии был продлен. Проектированием строительных объектов при запуске месторождения занималась «Гипротюменнефтегаз».

Несмотря на небольшие размеры запасов Крайнего месторождения, его разработка перспективна в силу хорошей транспортной доступности и обеспечения необходимой промышленной и социально-бытовой инфраструктурой за счет близости к городу Муравленко.

Крайнее месторождение на карте

Крайнее месторождение на карте находится примерно в 80 километрах по прямой к северо-западу от крупного промышленного центра ЯНАО - город Ноябрьск, а столица округа - город Салехард - отстоит от него на расстояние 485 километров в юго-восточном направлении. Кроме того, ближайшими крупными городами к Крайнему месторождению нефти являются:

  • Сургут, в 267 километров,
  • Новый Уренгой, в 291 километров,
  • Пыть-Ях, в 336 километров,
  • Нижневартовск, в 316 километров.

Точное местоположение Крайнего месторождения на карте можно узнать по координатам: 63.633333 северной широты, 74.133333 восточной долготы.

На небольшом расстоянии от Крайнего месторождения располагаются следующие участки:

  • Суторминское (в 8 км на восток),
  • Восточно-Пякутинское месторождение нефти (в 19 км),
  • Романовское месторождение нефти (в 22 км),
  • Карамовское (35 км на северо-запад),
  • Муравленковское,
  • Холмогорское.

В 50 километрах от участка Крайнего нефтяного месторождения проложены ветка железной дороги направлением Уренгой - Ноябрьск - Сургут – Тюмень. Вдоль ж/д дороги проходит газопровод, соединяющий Уренгойское месторождение с белорусским Новополоцком через уральский город Челябинск.

Ближайший магистральный нефтепровод проходит через ряд месторождений и связывает в единую сеть следующие промысловые участки и населенные пункты:

  • Холмогорское,
  • Федоровское,
  • Сургут,
  • Омск.

Электричество подается как от Сургутской гидроэлектростанции, так и по сети: Тюмень - Сургут - Нижневартовск.

Крайнее месторождение нефти: район расположения

Участок Крайнего нефтяного месторождения находится в бассейне левого притока реки Пур - на левом берегу Пякупура. Более половины территории занята облесненными болотами и мелкими водоемами, глубина которых составляет обычно не более 3 метров. Зимой эти водоемы и почва промерзают на глубину до 3 метров, что делает возможным автотранспортное сообщение по сезонным трассам - зимникам. Встречаются участки вечной мерзлоты, толщина которой варьируется от одного до пятидесяти метров.

Зима здесь продолжительная, с сильными морозами, достигающим минус пятидесяти градусов. Реки покрываются льдом уже в середине октября. Лето короткое и обычно прохладное. Тем не менее, благодаря равнинному ландшафту, знойные массы воздуха могут поступать из Средней Азии и Казахстана, при этом температура поднимается до плюс 35 градусов.

Крайнее месторождение: координаты

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru


Смотрите также