Ухта нефть месторождение


Нефть, нефтепереработка и нефтепродукты Ухты

В настоящее время никто не оспаривает тот факт, что именно в окрестностях Ухты была добыта первая в России нефть.

Об этом свидетельствуют архивные документы, содержащие сведения  о «нефтяном заводе», который построил в этих краях «рудообыскатель»  Федор Савельевич Прядунов еще в 1746-ом году. Он же впервые применил добычу и перегонку «черного золота» с коммерческой целью.

Немного истории

Факты добычи и практического применения ухтинской нефти упоминались давно. Первыми официальными упоминаниями долгое время считались Двинские летописи, датированные  XV-м веком.

г. Ухта 1929 год

Однако позже среди архивных записей обнаружились и более ранние упоминания, говорившие о том, что для бытовых нужд нефть в этих краях добывали уже в VIII-XIII столетии. Тогда это край назывался Печорским, а его жители – печорянами. Так вот, в исторических документах упоминается о том, что печоряне специально обустраивали специальные  колодцы, в которых происходило отделение нефти от воды.

Природные богатства этого дикого уголка России были известны и в Европе. В 1692-ом году здесь побывал голландский исследователь Николас Витсен, после чего он написал книгу «Северная и Восточная Тартария», в которой также упоминал  ухтинскую «масляную горючую жидкость».

Есть подобные упоминания и в записях путешественника  Б. И. фон Вангеля.

Началом более серьезных исследований Печорского края считается 5 мая 1721-го года. В этот день Петр I подписал Указ об освидетельствовании нефтяного ключа, найденного на реке Ухта в Пустозерском уезде, а отправил туда посыльного для взятия пробы.

Далее российская  Берг-Коллегия приняла решения изыскания продолжить, и привезти в Москву тридцативедерную бочку нефти для дальнейшего изучения. В 1724-ом году в Петербург доставили восемь бутылей ухтинского «черного золота», часть из которых была переправлена в Голландию для подробного исследования.

Смерть Петра I прервала эти работы, и возобновились они лишь спустя двадцать лет. Архангелогородец  Федор Прядунов, о котором мы писали в самом начале,  18 ноября 1745-го года послал в Берг-Коллегию запрос на открытие возле реки Ухты нефтяного завода, на который был получен положительный ответ.

Добыча началась через  восемь месяцев после этого.  Из сохранившихся донесений Прядунова выяснилось, как нефть добывалась в те далекие времена. Над нефтяным ключом строили деревянный сруб, а затем возводили каменную плотину – водорез, которая отгораживала сруб от реки. Внутри постройки ставилась емкость с отверстием в днище, через которое самотеком текла нефть, поднимаясь на поверхность воды. Оттуда её вычерпывали ковшами из бересты.

За два года работы  Прядунов сумел получить  40 пудов нефти. В 1747-ом году его нефть в Москве подвергли  перегонке (как говорили в те времена –   «передвойке»). Свойства ухтинского «черного золота» исследовали в Гамбурге, и тамошние ученые высоко оценили её качественные характеристики – «не хуже лучшей итальянской». Федора Прядунова смело можно  назвать первым российским нефтепромышленником. В 1751-ом  году он собрал 22 пуда этого полезного ископаемого и повез продавать в Москву.

Однако тут началась целая череда несчастий. Сначала весенний разлив  разрушил добывающий колодец, затем Прядунова посадили в тюрьму за неуплату десятины, где он и умер в 1753-ем году. После его смерти первый российский нефтяной промысел долгое время переходил из рук в руки, пока  в 1782-ом году не прекратил свое существование.

Начало промышленной нефтедобычи на Ухте

Добыча ухтинской нефти возобновилась лишь через восемьдесят лет, благодаря усилиям русского купца, золотопромышленника  и миллионера Михаила Константиновича Сидорова. В 1868-ом он профинансировал бурение первой настоящей эксплуатационной нефтяной скважины.

В конце 1872 года её глубина достигла  52,9 метра, после чего на поверхности появился слабый нефтяной фонтан. Всего с нефтяного промысла М. К. Сидорова добыли больее 33-х тонн (двух тысяч пудов) северного «черного золота».

Пробы с этого промысла исследовал сам  Дмитрий Иванович Менделеев, который высоко оценил качественные характеристики этого сырья и вычислил его удельный вес. М. К. Сидоров умер в 1887-ом году,  отдав ухтинской нефтедобыче более 20-ти лет. Увы, под конец жизни он разорился, но его вклад в развитее нефтяных российских промыслов воистину очень высок. Развитие этого нефтяного региона снова остановилось.

Однако, недостаточно изученный Тиманский кряж и недостаточность точных геологических сведений об этом крае не остались без внимания.  Созданный в 1882-ом году при Горном Департаменте Министерства государственного имущества России Геологический комитет,  стал, по сути, первым официальным геологическим учреждением государственного уровня в нашей стране. Его решением на Тиманский кряж была отправлена исследовательская экспедиция, возглавлял которую известный в те времена ученый-геолог Феодосий Николаевич Чернышев.

Нефтяная вышка на берегу реки Ухты

В южной части Тимана, на реке Ярега и на реке Ухта геологи этой  экспедиции провели целый комплекс разведочных работ. В 1889-ом году в районе реки Чуть (приток Ухты) было  пробурено несколько скважин, и из третьей и четвертой была получена нефть (правда, это был непромышленный приток).

Собранные этой экспедицией данные дали возможность больше узнать о  геологическом строении Тимана, а также о наличии там нефтеносных слоев. Привезенные образцы дали возможность изучить  состав тиманской нефти, оценив её как высокопродуктивное сырье.

Важнейшую роль в развитии ухтинской нефтедобычи сыграл талантливый ученый и высококлассный рижский инженер Александр Георгиевич Гансберг. Он отдал этому делу почти два десятилетия соей жизни.

В 1903-ем году Гансберг за свои деньги купил необходимое  оборудование для проведения геологоразведочных работ, и пробурил некоторое количество неглубоких  и две эксплуатационные скважины, глубина которых превышала 100 метров.

Также благодаря его усилиям на Варварьинском промысле началось строительство  керосинового завода.

В 1913-ом, в Ухтинском районе свою работу начало Русское Товарищество «Нефть”, которое возглавил Иван Николаевич Замятин. Это Товарищество начало разведку местных нефтяных месторождений. В 1916-ом году Товарищество пробурило скважину с номером 1-РТН, которая с глубины 387-ми метров стала давать ежесуточно 655 килограмм «черного золота».

В течение первого месяца  из этой выработки добыли 8,2 тонны ценного сырья. Так было отрыто  Чибьюское месторождение легкой нефти, и с этого открытия началось  зарождение  будущего города Ухта, нефть для которого стала источником дальнейшего развития.

Советский период

Серьезные изменения в ухтинской нефтедобыче начались в 1929-ом  году. В стране вовсю шла индустриализация, что требовало все больше и больше нефти. Правительство вспомнило о недовостребованных доселе  энергоресурсах Печорского края. Развитие этого региона затруднялось отсутствием регулярного  транспортного сообщения и дефицитом человеческих ресурсов.

В 20-е годы прошлого столетия впервые возникла идея воспользоваться  трудом заключенных. Как только исправительно-трудовая система попала в полосу кризиса, выразившегося в  перегруженности  мест заключений, эта идея нашла свое практическое применение. В 1929-ом в составе  ОГПУ образуется особая  структура под названием СЕВЛОН – «Северные лагеря особого назначения».

Перед ней была поставлена задача построить железную дорогу длиной 275 километров, а также проложить  тракт между  Сыктывкаром и  Ухтой и создать на реке Ухте лагерный пункт. Таким образом проблема транспортной инфраструктуры и нехватка людей нашла свое практическое решение.

Битумная установка

26 октября 1930-го года из скважины, которую пять месяцев бурили до глубины 338,7 метра, пошла легкая нефть. Ежесуточный дебит скважины составил  больше четырех тонн. Эта дата считается датой официального открытия Чибьюского нефтяного промышленного месторождения.

С этого промысла  в 1930 году добыли 88 тонн «черного золота», в 1931-ом  – 250, в 1932 –ом – 1070 тонн. В 1933 году было отрыто новое месторождение, названное Ярегским. Обнаружение промышленных углеводородных  запасов дали толчок  развитию Республики Коми, а город Ухта постепенно стал её  индустриальной столицей.

Нефтедобыча и нефтепереработка Ухты. Настоящее время

В настоящее время Ухта является индустриальным, научным и техническим  центром Республики Коми, в котором сосредоточены главные республиканские промышленные предприятия. Нефтедобыча и нефтепереработка Ухты  динамично развиваются, постепенно выходя на новые уровни.

В республике работают такие известные российские нефтяные предприятия, как «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ» и «Транснефть», которые открыли в республике  свои дочерние предприятия и филиалы по добыче сырья и нефтепереработке.

Экономика региона благодаря развивающейся инфраструктуре постепенно крепнет. Крупнейшим предприятие республики является компания «Ухтанефтепереработка».

Помимо предприятий нефтедобычи и нефтепереработки, в республике успешно работают предприятия машиностроительного сектора,  которые выпускаю продукцию для нужд не только  нефтяной, но и интенсивно развивающейся газовой отрасли республики.

В Республике Коми есть квалифицированный научно-технический персонал, сосредоточенный в основном в городе Ухта. Благодаря этому ведется плодотворная работа промышленных  предприятий в сфере нефтепереработки, нефтедобычи, производства нефтепродуктов, а также строительной отрасли и машиностроения.

Помимо этого, успешно работают проектные и  научно-исследовательские институты, занимающиеся геологоразведкой, вопросами проектирования и грамотной  эффективной эксплуатации объектов нефтегазового сектора. Родина российской нефти по-прежнему дает стране ценные энергоресурсы и с оптимизмом смотрит в будущее.

Тяжелая нефть на Яреге

Загрузка...

neftok.ru

Ухтинская нефть

Количество просмотров публикации Ухтинская нефть - 363

Постепенно всœе большее внимание российских, иностранных и местных промышленников привлекали природные богатства Коми края. Сибирский промышленник Михаил Константинович Сидоров (1823-1887), много труда вложивший в промышленное развитие Коми края, в 1860-1861 гᴦ. обследовал выходы каменного угля на Илыче, Щугоре, Соплясе, Усе, Сыю, Большом и Малом Аранце (где, кстати, обнаружил графит), стал добиваться в правительстве разрешения на разработку печорского угля, но получил отказ. Тогда он решил продолжить попытки Ф.С.Прядунова и его последователœей по налаживанию нефтедобычи на Ухте. Дело продвигалось с трудом: чиновники то разрешали М.К.Сидорову бурить нефть, то запрещали, выделяя то один, то другой участок. В конце концов, настойчивый промышленник добился своего: нанятые им шведские инженеры в 1868 ᴦ. пробурили первую в Ухтинском районе скважину (на правом берегу Ухты, напротив устья речки Нефть-Йоль). Было обнаружено восœемь нефтеносных и два газоносных слоя, добыто около тысячи пудов нефти. Этой нефтью М.К.Сидоров хотел заправлять свои пароходы, плававшие по Печоре и морю. Образцы нефти он послал для исследований ученому Д.И.Менделœееву. Побывавшие на сидоровских нефтепромыслах участники австро-венгерской полярной научной экспедиции объявили, что “их ждет блестящее будущее”. Не тут-то было... Нефтепромышленникам юга не нужны были конкуренты, и они приложили всœе силы, чтобы не дать Сидорову развернуться. Власти отказали в финансовой поддержке развития нефтеразработки на Ухте, и М.К.Сидоров вынужден был закрыть промысел, твердо сказав напоследок: “Я уверен, что нефтяные месторождения на Севере будут иметь в будущем обширное значение по своему географическому положению”.

По мере ускорения промышленного развития России потребность страны в нефти росла. В поисках новых источников важнейшего сырья вспомнили через неĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ время и про Ухту. В 1889-1891 гᴦ. экспедиция под руководством академика Ф.Н.Чернышева изучала месторождения каменного угля, серы, золота и других полезных ископаемых в бассейне Печоры. Большое внимание уделœено было ухтинской нефти. На Ухте заложили несколько опытных нефтяных скважин. Ухтинский район был объявлен заведомо нефтеносным; обсуждались уже и возможности вывозки нефти по рекам (предполагалось для этого даже соединить Печору с Камой и через нее с Волгой) и по дороге, которую следовало специально проложить.

На Ухту потянулись изыскатели: купец А.М.Галин, капитан Ю.А.Воронов, Б.Л. фон Врангель и другие. В 1899 ᴦ. на Ухту приехал инженер А.Г.Гансберг, особенно много труда вложивший в разведку нефти в данном районе в начале XX в., в создание нефтепромыслов. Изучением района он занялся сразу по приезде, хотя только в 1905 ᴦ. получил участки для добычи нефти. До 1905 ᴦ. монопольным правом на разработку ухтинской нефти владел граф Канкрин, каких-либо существенных успехов в сем делœе не добившийся. Бакинские нефтепромышленники продолжали тормозить выделœение государственных средств на проведение геологоразведочных работ в Ухтинском районе. Частным же лицам трудно было своими силами осуществить подобные мероприятия. Да к тому же далеко не всœе из приехавших на Ухту собирались всœерьез занимться разведочными работами. Иные в условиях начавшегося в стране “нефтяного голода” рассчитывали разбогатеть, арендовав участки в районе предполагаемого месторождения и намереваясь затем продать их.

А.Г.Гансберг оказался одним из энтузиастов, которые на свой страх и риск решили искать нефть. Он основал Варваринский промысел, построил буровую вышку, бурил скважины. В 1909 ᴦ. по его инициативе образовалось “Северное нефтепромышленное товарищество А.Г.Гансберг, А.П.Корнилов и К°“, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ вело буровые работы. Больших запасов нефти им найти не удалось, и пять лет спустя товарищество распалось из-за чересчур высоких затрат, требовавшихся для освоения ухтинского месторождения (государство субсидировать работы отказалось). А.Г.Гансберг остался на Ухте, пытаясь в одиночку наладить дело. Некоторую финансовую помощь оказывало яренское земство: оно, в частности, выдало ссуду для пуска керосинового завода, дабы “доказать доставкой на русский и заграничный рынки, что продукты ухтинской нефти, а также дебеты скважин представляют из себяобъект для самого обширного нефтепромышленного дела на Ухте”. Здесь Гансберг находился до 1919 ᴦ., а затем вынужден был уехать.

Правительство тоже в конце концов решило внести свой вклад в поиски ухтинской нефти. В 1906 ᴦ. тут побывала экспедиция, руководитель которой В.Я.Белобородов с большим энтузиазмом отнесся к возможностям разработки нефтяного месторождения и даже предложил построить нефтепровод от Ухты до д.Весляна (на Выми), проложить желœезную дорогу, соединившую бы Вычегодский край с Печорским и район Усы с Зауральем. В 1911-1913 гᴦ. геологоразведчики под руководством инженера В.И.Стукачева пробурили четыре скважины и пришли к выводу, что пока нет оснований рассчитывать на возникновение на Ухте нефтяной промышленности - чересчур малоэффективны были изыскания. Но поиски нефти были продолжены Русским товариществом “Нефть”, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ в 1911 ᴦ. приобрело на Ухте участки. В 1914 ᴦ. на месте нынешнего города Ухты возник небольшой нефтяной промысел. В 1914-1917 гᴦ. товарищество пробурило несколько неглубоких скважин и, будучи, возможно, не чересчур заинтересованным в нахождении ухтинской нефти, заключило, что теперь с “несомненностью определилось отсутствие промышленного значения Ухтинского района” (несмотря на то, что проведенное в 1916 ᴦ. обследование показало большое будущее нефтеразработок на участке близ речки Чибъю).

referatwork.ru

Где качают? (КАРТА) | Красное Знамя

Качают - везде! Фото livejournal.com

Топливно-энергетический комплекс Республики Коми играет ведущую роль в экономике региона. За годы реформ в связи с резким падением объёмов производства в других отраслях экономики его роль ещё более возросла.

 

 

Наша республика является старым нефтедобывающим районом, географическое положение определяет важную роль республики в формировании транспортных маршрутов поставки углеводородного сырья как на внутренний, так и на международный рынки. 

 

Впервые о нефти на территории современной Республики Коми упоминалось в Двинской летописи в XV веке. Можно сказать, что начало топливно-энергетическому комплексу нашего региона было положено Фёдором Прядуновым. В ноябре 1745 г. он обратился в Берг-коллегию за разрешением «завести в Пустозерском уезде при малой реке Ухте нефтяной завод». Начавший работать в 1746 г. завод Прядунова не являлся промышленным предприятием в современном представлении, но он соответствовал уровню технического развития того времени. Продукцию завода вывозили только зимой через р. Ижму на оленях и лошадях до Архангельска и далее – в Москву. 

 

Коми принадлежит к числу первых северных регионов, в которых после революции началось освоение подземных богатств. Ухтинская экспедиция, прибывшая на р. Ухта в 1929 г., не только обнаружила месторождения нефти, приступила к их эксплуатации, но и положила начало промышленному освоению других полезных ископаемых. Добыча шла медленно, перелом наступил на рубеже 60-х годов, когда открытие таких месторождений, как Западно-Тэбукское, Усинское, Вуктыльское, позволило говорить о большой нефти, которую так ждала страна. В середине 70-х годов образовались новые центры нефте- и газодобычи на севере нашей республики, завершено сооружение трубопроводной системы. 

 

Пиком развития и расцвета нефтяной промышленности в нашем регионе стали 80-е годы, когда с выходом на север Тимано-Печорской провинции был достигнут максимальный уровень добычи нефти – 19,2 млн тонн. После падения объёмов добычи в середине 90-х годов, в последние пять лет отмечается увеличение добычи нефти. За всю историю промышленной разработки в республике было открыто порядка 155 месторождений углеводородного сырья, получили развитие не только добывающая отрасль, но и перерабатывающая, а также транспорт углеводородного сырья. 

 

На сегодня выработанность запасов углеводородного сырья промышленных категорий составляет в целом по Коми более 55 процентов, в том числе по нефти 44,8 процентов, свободному газу 73,3 процента. 

 

Более 50 процентов от остаточных запасов нефти промышленных категорий составляют высоковязкие нефти, в том числе нефть Ярегского месторождения, пермско-каменноугольной залежи Усинского, Чедтыйского, Суборского, Западно-Сынатыского и Среднемакарихинского месторождений. 

 

Центром нефтедобычи в республике является Усинский район, в прошедшем году его доля в общем объёме добываемой нефти составила 65,4% (8,7 млн тонн), на втором месте Печорский район – 16,9% (2,3 млн тонн), в Сосногорском районе добыто 1,1 млн тонн (8 %).

 

Основной объём добычи нефти в 2011 году обеспечили:

 

– ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (70,4 %), 

 

– ОАО «НК «Роснефть» (10,3 %). 

 

На долю ООО «Газпром переработка» приходится 96,16 % от общего объема годовой добычи природного газа, ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» – 2,87 %. 

 

Рост объёмов добычи нефти обеспечен, в основном, вовлечением новых запасов за счёт бурения эксплуатационных скважин.

 

На газовых месторождениях в 2011 году добыто:

 

– нефти с газовым конденсатом – 13,324 млн т; 

 

– свободного газа – 2,476 млрд м3.

 

Падение объёмов добычи свободного газа обусловлено выработкой запасов на вступивших в завершающую стадию эксплуатации месторождениях Вуктыльского района (Вуктыльском и Западно-Соплеском), являющихся базовыми для ООО «Газпром переработка».

 

 

Карта А.А. Калинина, О.В. Бурый, В.П.Луканичева

 

Усинское (1)

– нефтяное месторождение. Открыто в 1963 году. Освоение началось в 1973 году. Запасы нефти составляют 350 млн тонн. Плотность нефти составляет 20,7° API. Содержание серы составляет 1,09 %. Оператором месторождения является российская нефтяная компания Лукойл. 

 

Возейское (2)

– нефтяное месторождение. Открыто в 1975 году. Освоение началось в 1975 году. Запасы нефти составляют 350 млн тонн. Плотность нефти составляет 37,8° API. Содержание серы составляет 0,66 %. Оператором месторождения является российская нефтяная компания Лукойл. 

 

Ярегское (3)

– месторождение преимущественно вязкой нефти, открытое в 1932 году в центральной части Республики Коми, на Тиманском кряже, в 25 километрах к юго-западу от современного города Ухты, относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Ярегское месторождение является уникальным для России. Оно единственное в нашей стране, где применяется шахтный способ разработки тяжёлой нефти. Извлекаемые ресурсы нефти Ярегского месторождения составляют 31 млн тонн.

 

Объём добычи нефти немногим более 5 тыс. тонн в год, запасы оцениваются в 131,8 млн тонн. Планируется, что к 2015 году объёмы добычи на Яреге составят около 6 млн тонн. 

 

Западно-Тэбукское (4)

– нефтяное, в 60 км от г. Ухта. Входит в Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1959 году, разрабатывается с 1962. Выявлено 8 залежей нефти на глубине 1100-1917 м.  Административный и промышленный центр разработки – п.г.т. Нижний Одес. Основные месторождения Ярегское, Западно-Тэбукское, Пашнинское. В резерве нефтедобывающих предприятий Республики Коми числится ряд довольно крупных нефтяных месторождений: Сандивейское (5) (20,5 млн тонн), Среднемакарихинское (6) (20,2 млн тонн), Южно-Лыжское (7) (15 млн тонн) и др. Перспективные и прогнозные ресурсы нефти превышают 1 млрд тонн.

Поделиться в соцсетях

komikz.ru

Нижнечутинское нефтяное месторождение — МегаЛекции

Нижнечутинское месторождение расположено в Ухтинском районе Республики Коми. Ближайшими населенными пунктами являются: пос. Водный, находящийся в 6 км к юго-западу, и г. Ухта в 18 км к востоку. В тектоническом отношении месторождение при­урочено к Ухто-Ижемскому валу, в нефтегазогеологическом – принадлежит к Ухто-Ижемскому нефтегазоносному району (НГР) Восточно-Тиманской нефтегазоносной области (НГО).

Нефтепроявления на р.Чуть были известны давно. В начале 60-х годов XIX века специальной экспедицией, направленной в Печорский край по инициативе архангельского губернатора, были пробурены на реке Чуть разведочные скважины небольшой глубины, которые давали около трех фунтов нефти в час, по-видимому, из I пласта.

В 90х годахXIX века на р. Чуть Тиманской экспедицией академика Ф.Г. Чернышева было пробурено еще несколько скважин, которые давали вначале перелив чистой нефти, а затем нефти с водой.

В 1900 году на площади были пробурены две скважины нефтепромышленником Вангелем. Достоверных сведений о результатах бурения скважин не сохранилось, однако при осмотре устьев в 1941 году были отмечены следы вытекшей нефти.

В 1911-13 годах в нижнем течении р. Чуть проводились работы на средства казны, и была пробурена скважина № 3-Казенная. По результатам бурения этой скважины впервые появилась возможность составить представление о геологическом строении района и вы­яснить до известной степени промышленные перспективы (В.И. Стукачев, 1913).

Скв.№ 3-Казенная за первые сутки дала 18 пудов (около 290 кг) нефти, которая по­ступала вместе с водой. При дальнейшем тартании скважина давала до 20-30 пудов (320-480 кг) нефти с водой в сутки. В целом, дебит падал и через 3 месяца прекратился совер­шенно. По данным В.И.Стукачева, нефть средняя по плотности - 0,876 г/см3, парафиновая -1,25%.

При проходке скв.№ 3-Казенная был отмечен выброс нефти с газом при глубине 150 м (II пласт), при этом давление на устье составляло 12 кг/см2 (закрытое), на выходе через 2" трубку 4,5 кг/см".

После бурения скв.№ 3 на р.Чуть был пробурен целый ряд скважин Бакинской фирмой "Русское товарищество - Нефть" ("РТН") - Владимирская, Петровская, Карловская, Валентиновская, Сароктинская и Самеоновская, но хороших результатов получено не было (В.И. Стукачев: "Ухтинский нефтеносный район. Казенные разведочные работы 1911-1913 гг., изд. Петроград, 1915 г.). Из этих скважин только Владимирская скважина из I пласта показала суточный дебит 220 кг. Достоверных данных о результатах бурения ос­тальных скважин не сохранилось.

В 1930-х годах в долине р.Чуть проводилось бурение разведочных скважин Вод­ным промыслом с целью поиска радиоактивных вод. Были пробурены скважины №№ 31, 33, 48, 70, 79, 106, 200, 201, 202, 207. В первой из них (скв. № 31) при проходке пласта 1 на глубине 30-55,8 м наблюдалось выделение газа и перелив нефти. При опробовании 1 пла­ста получены притоки нефти 210-288 литров в сутки ("Геологический отчет геологораз­ведочного отдела Ухтижемстроя НКВД за 1941 год"). Нефтепроявления отмечались также в скважинах №№ 1Н и 2Н, пробуренных Водным промыслом с целью разведки нефтяной залежи в I пласте в 1935 году. Были получены притоки нефти с водой.

В эти же годы на площади пробурено еще ряд скважин Газовой разведкой (№№ 53,56) и Ухтинской экспедицией (№№ 25, 27, 29, 33). В скв.№ 56 при испытании I пласта был получен приток легкой (0,837 г/см3) нефти дебитом 60-100 кг в сутки. Скважины Ух­тинской экспедиции I пласта не вскрыли.

В июле 1941 года при инспектировании скважин №№ 31,48 и 70, эксплуатировав­шихся на радиоактивную воду, было обращено внимание на обилие разгазированной неф­ти в шахтах скважин. В связи с этим был пробурен ряд разведочных скважин №№ 3, 4, 5 и 6, давших притоки нефти (в скв.№№ 4 и 6 - с водой). После этого было принято решение об организации Нижнечутинского нефтяного промысла и о планомерном разбуривании пласта в нижнем течении р.Чуть по 60-метровой сетке. Предполагалось пробу­рить 3,5-4 тысячи скважин, из которых около 2 тысяч - в долине р.Чуть. В 40-е годы было пробурено около 120 крелиусных скважин, по которым велась эксплуатация залежи нефти в I пласте. Всего на месторождении добыто 3410 тонн нефти. Среднесуточные дебиты нефти первого месяца эксплуатации варьировали от 20 кг/сут до 2000 кг/сут, а в скв. № 5 начальный дебит составлял в первые дни 2,1-4,4 м3/сут. Во многих скважинах с самого начала эксплуатации отмечалось поступление воды. Обводненность продукции в начале эксплуатации составляла от 0 до 85%. При этом целая группа скважин давала безводную нефть в течение первых 1-1,5 месяцев и лишь позднее обводнялась - скв.№№ 40-59, 163-169 и др. Добывающими скважинами, как правило, вскрывалась только верхняя часть пласта I ("нефтеносная") с вхождением на 1 м в маломощную глинистую пачку, разделяющую I пласт на две литологически разнородные пачки. Эти пачки имеют также различное насыщение флюидом. Верхняя пачка, представленная песчаниками, нефтенос­ная, нижняя, сложенная алевролитами с линзами песчаников - водонасыщенная. Поступ­ление воды при испытании и эксплуатации I пласта, вероятно, связано с низкими качест­вами флюидоупора, разделяющими верхнюю и нижнюю пачки, а также низким качеством цементирования вышележащего доманикового водоносного горизонта. Сроки эксплуатации сква­жин составляли 1 - 2 года, в конце эксплуатации среднесуточный дебит зачастую состав­лял несколько килограммов нефти в сутки с водой до нескольких сотен литров.

Запасы нефти Нижнечутинского месторождения, разработка которого велась в 40-е годы, впервые были подсчитаны и учтены "Государственным балансом" в 1999г. Подсчет запасов и постановка на "Баланс РФ" произво­дился на основании имеющихся фондовых материалов по скважинам старого фонда, находящимся в эксплуатации в 1941-1942 гг., и данных буренияскв.№ 4 Мишаковская, пробуренной в 1986 году, в которой выполнен полный комплекс промыслово-геофизических исследований, выделяются нефтенасыщенные мощности, но опробо­вание I пласта по техническим причинам не проведено.

Продуктивный пласт I залегает в кровле тиманского горизонта верхнего дево­на и представлен преимущественно песчаниками тонкозернистыми нефтенасыщенными с прослойками глин. Покрышкой служат глины саргаевского горизонта. Средняя мощность нефтеносной части пласта около 20 м, эффективная нефтенасыщенная мощность 5-6 м. Проницаемость песчаников составляет десятки миллидарси (в скв.№28 – 66 мД), пористость 20% и более. Глубина залегания продуктив­ных отложений 30-80 м. Литологически пласт выражен часто чередующимися тонкими светлыми зеленовато-серыми прослойками кварцевого алевролита и хлорито-слюдистого аргиллита. Следует отметить, что взаиморасположение чередующихся прослоев чрезвычайно прихотливо. Обычно выделяют две структурные разновидности пород, слагающих I пласт Нижнечутинского месторождения (Л.В. Добротворская, 1942 г.).

Для первой разновидности типична перемежаемость тончайших (в 2-3 мм и несколько больше) линзочек и линзовидных прослоев глин и нефтеносных мелкозернистых песчаников. Те и другие сильно слюдисты. Очертания прослоев очень прихотливы, плоскости напластования часто волнисты, нередко совершенно неправильны, как бы зазубрены. Песчаные линзочки с правильными очертаниями местами имеют неправильные разбухания, которыми они соединяются с такими же линзочками, расположенными в соседней плоскости напластования. Наблюдаются мельчайшие гребенчатые как бы «втеки» песчаников в глины по плоскостям напластования.

Вторая разновидность – это совершенно своеобразная песчанистая порода. Она представляет собой тонко- и мелкозернистый слюдистый песчаник, неравномерно сцементированный глинистым материалом.

Таким образом, продуктивные интервалы разреза I пласта Нижнечутинского месторождения представляют собой сложную песчано-глинистую толщу, гидродинамическая связь в которой, а также фильтрация флюидов осуществляется, главным образом, за счет развитой системы вертикальных трещин.

Залежь нефти пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная (рис.1.6). Замещение песчаников плотными породами установлено по результатам бурения скважи­ны № 100 в восточной части месторождения. Флюидоупором служит глинистая пачка саргаевского горизонта мощностью 30 м (рис. 1.7). К категории C1 отнесен южный участок залежи, в пределах которого была пробурена скважина № 4-Мишаковская. Остальная часть залежи отнесена к категории С2.

В 2001 году из скважины №174 сотрудниками Филиала ООО ВНИИГаз-«Севернипигаз» были отобраны 4 глубинные пробы нефти и проведен их анализ. По результатам исследований все пробы имеют близкие характеристики пласто­вой нефти. Поэтому за основу приняты данные, полученные по пробоотборнику ПД-13, имеющему промежуточные значения определяемых параметров.

Пластовая нефть при температуре 20° С характеризуется плотностью (расчетная) 0,8539 г/см3, динамической вязкостью 10,2 мПа·с.

Содержание в пластовой нефти жидких углеводородов составляет 94,68 мол.%, летучих углеводородов 5,31 мол.%. Неуглеводородные компоненты в

составе пластовой нефти практически отсутствуют, их сумма не превышает 0,01 мол.%. Молекулярная мас­са пластовой нефти равна 228,1.

При пластовой температуре 6° С разгазированная нефть из пробоотборников ПД-7 и ПД-13 имеет плотности 0,8638 и 0,8640 г/см соответственно. Разгазированная нефть средняя по плотности (0,8529-0,8534 г/см при 20° С), среднесернистая (0,79-0,80 мас.%), малопарафинистая (0,74-0,86 мас.%). По содержанию смол 11,57-12,08 мас.% рассмат­риваемая нефть является среднесмолистой, по содержанию асфальтенов 1,36-1,48 мас.% – среднеасфальтенистой. Нефть характеризуется повышенной вязкостью (18,38-20,25 сСт при 20 °С), которая объясняется малым содержанием растворенного газа. Содер­жание легких бензиновых фракций (н.к. 200 °С) составляет 24-25 об.%, выход светлых фракций, выкипающих до 300° С – 44 об.%. Температура застывания нефти минус 14 и минус 21° С, температура плавления парафинов 67,2-66,2° С.

 

- изогипсы кровли I пласта   - линия геологического профиля - линия замещения песчаников I пласта   - тектонические нарушения   - зоны отсутствия сейсмических отражений, связываемые с нарушениями   - внешний контур нефтеносности   - внутренний контур нефтеносности     - границы запасов категории С1     Скважины:   - поисковые   - разведочные и эксплутационные   - пробуренные на воду  

 

  Условные обозначения    

Рис. 1.6.Структурная карта кровли нефтенасыщенных песчаников I пласта Нижнечутинского месторождения

 

Выделившийся при стандартной сепарации газ представлен в основном метаном (68,36 мол.%) и его гомологами (29,91 мол.%). Газ высокожирный (коэффициент жир­ности 100·С2+/С1 равен 44), низкоазотистый (1,58 мол.%) и низкоуглекислотный (0,15 мол.%). Тип газа углеводородный, его подтип бутано-метановый. В составе попутного нефтяного газа агрессивных компонентов не выявлено.

По результатам стандартной сепарации газовый фактор составил 0,45 м3/т или 0,39 м3/м3, выход разгазированной нефти на пластовую 999,4 кг/т или 853,4 кг/м3, объ­емный коэффициент принят равным 1,00.

Пробы нефти содержали незначительное количество воды (<0,03 мас.%), давле­ние насыщенных паров составило 28,53-32,35 кПа. Содержание хлористых солей в пробе из ПД-7 равно 2,47 мг/дм3, механических примесей 0,1 мас.%.

 

 

Рис. 1.7.Схематический геологический профиль по линии II – II вкрест простирания нефтяной залежи

 

Таким образом, нефть из скважины № 174 по всем основным параметрам представляет собой подготовленный товарный продукт и не нуждается в какой-либо дополнительной подготовке для доведения ее до товарных качеств и может сразу накапливаться в имеющийся парк емкостей, а затем сдаваться потребителю.

Проведенный анализ разработки залежи, а также детальные исследования керна и геолого-промысловых данных позволяют сделать вывод о сложном порово-трещинном типе коллектора I пласта. Значительное различие дебитов рядом расположенных скважин, быстрое их обводнение, резкие прорывы закачиваемой воды и хорошая вертикальная гидродинамическая связь между отдельными маломощными нефтенасыщенными пропластками мелкозернистых песчаников, разделенных глинистыми прослоями значительной толщины – все это свидетельствует о наличии в I пласте широко развитой сети субвертикальных трещин и малоамплитудных тектонических нарушений, обеспечивающих фильтрацию флюидов.

Эту особенность геологического строения нефтенасыщенного I пласта планируется использовать при разработке Нижнечутинского месторождения предприятием ООО «Нефтегазпромтех». С целью повышения нефтеотдачи пласта, охвата залежи разработкой и эффективности извлечения нефти здесь предполагается бурение кустов наклонно-направленных и горизонтальных скважин с максимальным пересечением плоскостей фильтрации вертикальных трещин и малоамплитудных нарушений. При этом, по аналогии с соседним Ярегским месторождением, ожидается значительное увеличение дебитов скважин и накопленной добычи нефти.

Западная залежь Возейского нефтяного месторождения

Возейское нефтяное месторождение расположено в Колвинском НГР Печоро-Колвинской НГО. Нефтегазоносность Возейского месторождения связана с осадочными породами широкого стратиграфического диапазона от силурийских карбонатов до верхнепермских терригенных пород.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной структуре, осложняющей южную часть Колвинского мегавала. Поднятие предс-тавляет собой крупную ассиметричную антиклинальную складку, обрамляющую Возейский выступ фундамента. По подошве региональной покрышки (глинистые отложения тиманско-саргаевского возраста) антиклинальная складка по замкну-той изогипсе минус 3100 м имеет размеры 2 · 9,25 км и амплитуду 150 м с углами падения пород на восточном крыле – 4-5°, на западном – 3°, на северной и южной переклиналях – 2° (рис.1.8).

Восточное крыло структуры осложнено тектоническим нарушением в виде сброса амплитудой 150-200 метров. В поперечном направлении на структуре выделяется ряд разрывных нарушений субмеридианального простирания, образующих грабенообразные блоки с различными толщинами пород среднего девона. Максимальная толщина пород среднего девона установлена в центральном тектоническом блоке шириной 500-600 м (район скважин 2609, 2297, 2257, 2267, 2300), который с востока ограничивается сбросом с амплитудой смещения 30-90 м, а с запада сбросом, имеющим амплитуду около 30 м.

Нефтегазоносность среднедевонских отложений связана с сохранившимися от размыва пористыми кварцевыми песчаниками эйфельского и живетского ярусов среднего девона по западному и южному обрамлению Возейского поднятия.

Наиболее полный разрез среднедевонских отложений в пределах Возейского месторождения вскрыт в районе Западно-Возейского локального поднятия Костюкской структурной зоны (Западно-Возейская залежь).

Залежь нефти связана с песчаниками III пачки эйфельского яруса, IV и V пачек старооскольского надгоризонта живетского яруса, представляющих единую гидродинамическую систему с АВПД и единым уровнем ВНК минус 1374 м, перекрытых непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами мощностью до 50 м. Залежь нефти пластовая сводовая тектонически-экранированная. По данным института Печорнипинефть нефть в пластовых условиях имеет плотность 0,618 г/см3, вязкость 0,748 мПа·с, давление насыщения 27,2 МПа, газосодержание нефти 298,2 м3/т, при пластовой температуре 90,6° С и пластовом давлении 41,7 МПа. Дегазированная нефть характеризуется как легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, высокопарафинистая, имеет температуру застывания плюс 13 плюс 24° С. Выход светлых фракций, выкипающих до 300° С, составляет 50,3%.

 

Рис. 1.8.Структурная карта кровли проницаемых песчаников среднего девона Западной залежи Возейского месторождения по данным «Печорнипинефть»:

скважины: 1 – добывающие; 2 – нагне-тательные; 3 – ликвидированные; 4 – в консервации; 5 – изолинии кровли про-ницаемых песчаников; 6 – линия геоло-гического профиля; 7 – тектоничкские нарушения; 8 – контур нефтеносности

 

Эффективная мощность нефтенасыщенных песчаников изменяется от 2,78 до 18,33 метров. Пористость песчаников в среднем составляет 14-15%, проницаемость 0,064-0,295 мкм2. Максимальный приток нефти дебитом 416 т/сут получен в скважине № 74.

Анализ разработки залежи показывает, что самые высокие дебиты и объемы добытой нефти характерны для скважин, распо-ложенных на участке грабенообразного прогиба, просле-женного в пределах структуры в субмеридианальном направлении и ограниченного с запада и востока сбросами. Несмотря на то, что скважины, пробуренные в пределах этого блока, в целом характеризуются более высокой продуктивностью по сравнению со скважинами других участков залежи, отмечается значительная вариация их дебитов и накопленной добычи. Так, суточные дебиты, превышающие 100 т/сут, были получены лишь в десяти скважинах №№ 2297, 2299, 2241, 2261, 2267, 74, 2307, 2258, 2220, 2287. В этих же скважинах зафиксированы максимальные уровни накопленной добычи нефти, достигающие 500 тыс. т и выше, что в несколько раз (иногда в десятки раз) превышает уровни суммарной добычи нефти в других скважинах. Примечательной особенностью является то, что практически все перечисленные выше высокопродуктивные скважины расположены либо непосредственно на линиях протрассированных тектонических нарушений, либо в непосредственной близости от них. При этом нередко скважины, оказавшиеся в более благоприятных геологических условиях (большая эффективная толщина, высокая пористость коллекторов, низкая расчлененность и высокая песчанистость), но удаленные от тектонических нарушений, показывают более низкие добывные возможности. Например, в скважине № 2257, расположенной в центральной части гробенообразного блока, вскрывшей максимальные нефтенасыщенные толщины коллекторов (63,2 м) и характеризующейся высоким коэффициентом песчанистости (0,47), накопленная добыча нефти составила 109733 тонн при первоначальном дебите 9 т/сут. В скважине 74, вскрывшей коллекторы с суммарной нефтенасыщенной толщиной в два раза меньшей, чем скважина № 2257 (31,4 м), и характеризующейся более низким коэффициентом песчанистости (0,4), но расположенной в непосредственной близости от сброса, накопленная добыча нефти составила 562069 тонн при первоначальном дебите 416 т/сут.

Таким образом, для Западной залежи Возейского месторождения характерно аномально высокое пластовое давление (АВПД), единый водонефтяной контакт (ВНК) для разделенных глинистыми флюидоупорами продуктивных пластов, а также существенное влияние закартированных тектонических нарушений субмеридианального простирания и образуемых вдоль них зон дробления, на формирование единого гидродинамически связанного резервуара нефти и на фильтрацию флюидов к забоям добывающих скважин в процессе разработки.

 

1.1.3. Трещиноватые резервуары кремнисто-глинисто-карбонатных отложений доманиковых фаций (доманикиты)

Перспективным резервом наращивания нефтяных ресурсов в старых нефтегазодобывающих районах Республики Коми являются карбонатные отложения доманиковых фаций верхнего девона, которые имеют широкое распространение в Тимано-Печорской провинции. Эти отложения могут рассматриваться в качестве нетрадиционных источников УВ сырья, ввиду особенностей форми­рования и условий залегания залежей, технологии вскрытия продуктивных интервалов при бурении скважин, методики выделения коллекторов и определения их фильтрационно-емкостных свойств, способов испытания перспективных объектов. Доманиковые породы ТПП, в трещинных коллекторах которых выявлены залежи углеводородов, могут быть возвратным горизонтом при истощении нижележащих продуктивных отложений поддоманиковых горизонтов в пределах многих месторождений [123].

Главной особен­ностью состава доманикитов, отличающей их от других типов по­род, является высокое содержание сапропелевого органического вещества (ОВ). На конец диагенетической стадии оно колеблется от 5 (граница с обыч­ными осадочными породами, в первую очередь глинистыми) до 20% (граница с горючими сланцами). Такая региональная обогащенность осадков сапропелевым ОВ наблюдается лишь в весь­ма специфических седиментационных бассейнах, в которых и дру­гие компоненты осадков характеризуются большим своеобразием.

Доманикиты – это типично депрессионные фации крупных мор­ских бассейнов. Предполагается, что они образуются в условиях длительного некомпенсированного прогибания, в результате которого нарастает трансгрессия, и глубина бассейна достигает нескольких сотен метров (до 500 м и более). Скорости накопления осадков исклю­чительно малы: 2-5 м/млн. лет [45].

Важнейшая черта доманикитов – пониженная концентрация терригенных частиц, она обусловлена чрезвычайно слабым привносом их из областей сноса. Для этих областей типичны очень пологий рельеф и широкое проявление кор выветривания. Низкие темпы терригенной седиментации определяют резкое преобладание в доманикитах помимо ОВ таких аутигенных компонентов, как карбонаты, кремнезем, минералы железа. Только в тех частях бассейнов, в которые поступает большое количество терригенного материала, названная черта доманикитов выражена слабо или исчезает совсем. Обычно это относится к краевым частям бассей­нов, но нередко наблюдается и на крупных внутренних террито­риях, если вблизи последних располагаются более резко выра­женные питающие провинции или существуют мощные донные течения. В этих случаях типичные доманикиты обычно замещают­ся глинистыми породами несколько увеличенной мощности, с меньшим содержанием ОВ, но нередко достаточным для отнесе­ния данных пород к доманикитам.

Доманикиты – это тонкозернистые, часто тонкоплитчатые осадочные гор­ные породы черного, реже бурого цвета, обогащенные сапропелевым РОВ. В специальной литературе доманикиты часто именуются битуминозными гли­нами, аргиллитами или черными сланцами. Такие названия ошибочны, так как содержание глинистой фрак­ции в доманикитах, как правило, не превышает 30% объемных, а нередко она вообще от­сутствует (например, местами в доманиковой свите).

Содержание РОВ в доманикитах колеблется от 5 о 20 вес. %. Если в горных по­родах содержание РОВ выше 20 %, они переходят в горючие сланцы, если ниже 5 - в глинистые и гли­нисто-карбонатные породы. Верхняя граница принята условно по наиболь­шему фактическому содержанию РОВ в доманиковой, баженовской, кумской, куонамской, менилитовой и др. свитах. При содержании РОВ ниже 5 % скачком изменяется состав пород – исчезает, например, свободный аутигенный кремнезем, что сказывается на характере вторичных изменений, в частности, на возможности формирования в доманикитах в ходе этих изменений эффективных коллекторов.

Ф.Г. Гурари показано, что преобладание в поле развития доманикитов существенно карбонатных или существенно глини­стых пород обусловлено климатическим фактором [45]. В условиях аридного климата образуются карбонатные доманикиты, которые латерально замещаются органогенными карбонатными породами, а затем эвапоритами, нередко с мощными пластами солей (куонамская свита Восточной Сибири, цехштейн Европы, пермь Се­верной Америки). При гумидном климате формируются глини­стые доманикиты, которые латерально замещаются глинистыми породами с повышенным содержанием ОВ, а затем алевритовыми или песчано-алевритовыми породами, связанными с фациями авандельт или прибрежного мелководья (баженовская свита, менилитовые сланцы).

Ф.Г. Гурари к доманикитам относит все битуминозные карбонатно-глинисто-кремнистые породы, содержащие 5-15 % сапропелевого вещества [45]. При этом к доманикитам относятся разнофациальные отложения, такие, как аргиллиты и алевролиты баженовской свиты (прибрежно-морские осадки гумидного климата), сульфатно-карбонатные отло­жения куонамской свиты (эвапоритовая и нормально-морская формация аридного климата) и относительно глубо­ководные отложения доманиковой свиты ТПП. Несмотря на значительные фациальные различия этих отложений, их объединяет высокое содержание органического вещества (до 20 %), что позволяет некоторым исследователям относить эти породы к нефтематеринским толщам.

Доманикиты в пределах Тимано-Печоркой провинции имеют возраст от среднефранского (доманиковый горизонт) до раннефаменского и представлены, преимущественно, темно-серыми до черных известняками, часто окремненными и битуминозными, с прослоями глин и глинистых сланцев. Реже это серые глинистые известняки, образовавшиеся в условиях частично компенсированной впадины [203].

По площади распространения доманикиты охватывают значительную часть ТПП. Мощность пачек депрессионных карбонатов обычно 10-20 м и увеличивается в направлении уступа, разделявшего мелководный и относительно глубоководный шельф. Во фронтальной области уступа проис­ходит фациальный переход от доманикитов к фациям осыпного шлейфа органогенных построек.

На диаграммах стандартного каротажа доманикиты отличаются от вмещающих пород высокими сопротивле­ниями (от нескольких сот до нескольких тысяч Ом.м) и номинальным или близким к нему диаметром ствола скважины. На диаграммах радио­активного каротажа они отмечаются повышенными показаниями естественной радиоактивности, что объясняется битуминозностью известняков.

Плотные, часто окремненные карбонатные пачки пород депрессионного генезиса в Тимано-Печорской провинции перекрывают друг друга и разделяются часто только маломощными глинистыми прослоями. Примером такой толщи, где на небольшом по мощности участке разреза сконцентрированы депрессионные аналоги среднефранского, верхнефранского и раннефаменского подъярусов, может служить кочмесская свита, выделенная в Хорейверской впадине и Предуральском краевом прогибе. Продуктивность доманикитов доказана на многих площадях и месторождениях ТПП, однако промышленная разработка залежей практически не ведется, эксплуатируются только единичные скважины.

Небольшая по размерам литологически экранированная залежь в известняках кочмесской свиты выявлена на Колвинском месторождении. Пористость карбонатных пород здесь составляет 6-8%. Притоки нефти были получены на ряде площадей вала Гамбурцева (Черпаюское, Нядейюское и Хасырейское месторождения), на вале Сорокина (Хосолтинское месторож­дение). На Верхнелыдумыльской площади в скв.№ 306 при опробовании испытателем пластов в процессе бурения интервала 3552-3635 м был получен приток нефти 0,6 м3 за 2 часа. Коллекторы выделены в известняках D3src-uh, пористость их по акустическому и нейтрон-нейтронному каротажу составляет 10-19 %.

Незначительная по размерам залежь нефти выявлена на Западно-Хатаяхском месторождении (доманиковый горизонт). Дебит нефти в скв. № 1 составил 23 т/сут при диаметре штуцера 7 мм. На Хатаяхской площади в скв. № 1 из депрессионных аналогов верхнефранского подъяруса также были получены слабые притоки нефти дебитом 0,7-3,6 м3/сут.

Интенсивное нефтепроявление в доманикитах было отмечено при бурении скв. № 2-Суборская в Большесынинской впадине. При ликвидации нефтепроявления плотность бурового раствора была увеличена до 1,7 г/см3, что выше гидростатического на 50-60 %. Подобные зоны аномально высоких пластовых давлений характерны для литоло­гически экранированных и литологически ограниченных залежей в доманикитах, равно как и затухающие дебиты при опытно-промышленной и пробной эксплуатации, либо при испытании скважин на различных режимах. Такого рода залежи представляют собой замкнутую гидродинамическую систему с преимущественно трещинной фильтрацией и наличием аномально высокого пластового давления (АВПД). В такой системе при определенной депрессии на пласт может наблюдаться эффект смыкания трещин, в результате чего резко снижается дебит.

Промышленная залежь нефти была открыта на Баганском месторождении. Залежь литологически ограниченная. Дебит нефти в скв. № 2 на штуцере диаметром 7мм составил 97,2 м3/сут. При подсчете запасов в расчет принималась как поровая, так и трещинная составляющие пористости коллекторов. Средняя пористость матрицы равна 9 %. Величина трещинной составляющей определялась по большим шлифам и составила 0,8 %. Высокие значения дебитов обеспечиваются наличием разветвленной сети трещин, секущих матрицу породы.

Нефтеносность доманикитов ТПП также установлена на Западно-Соплес-ской, Поварницкой, Северо-Кожвинской, Восточно-Возейской, Верхневозейской, Усинской, Пашнинской и других площадях. Особое место в этом ряду занимают залежи, приуроченные к трещинным коллекторам, т.е. породам, эффективное поровое пространство которых связано только с трещинной составляющей, тогда как матрица практически непроницаема. Так, на Верхнегрубешорском месторождении были получены притоки нефти из депрессионных известняков сирачойского горизонта, пористость которых составила 0,2 %. Коэффициент нефтенасыщенности принят равным 1,0. При этом скважины давали фонтанные притоки нефти (в скв. № 3 дебит нефти составил 7,9 м3/сут. через НКТ). Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность по залежи равна 34,9м.

В пределах Колвинского мегавала на Возейском месторождении выявлены две самостоятельные литологически ограниченные залежи нефти в депрессионных отложениях D3dm-fm (пачки I-III). Дебит нефти в скв. № 64 составил 61,2 т/сут на штуцере диаметром 9мм. Необходимо отметить, что при подсчете запасов величина коэффициента пористости принималась по аналогии с трещинными коллекторами силурийского возраста равной 0,5%.

В 1997 году в скв. № 1-Южно-Ошская, пробуренной на участке моноклинального залегания пластов верхнего девона между Возейским и Ошским месторождениями, были получены фонтанные притоки нефти из трещинных фаменских коллекторов депрессионного генезиса, соответствующих пачке III Возейского месторождения. Дебит нефти составил 138 м3/сут. Суммарная эффективная нефтенасыщенная мощность 33,2 м. Коэффициент трещинной пористости составляет 0,51%.

Природа трещиноватости доманикитов ТПП традиционно многими исследователями объясняется разрядкой тектони­ческих напряжений в осадочном чехле, поэтому зоны максимального растрескивания пород они связывают с зонами дробления (тектоническими нарушениями). Однако некоторые исследователи считают, что основным фактором, оказывающим влияние на образование трещинной емкости, является температурное расширение пластовых флюидов и, как следствие, природный гидроразрыв пород. По расчетам Б.А. Тхостова [207], согласно которым "при некоторой величине и определенных условиях распределения геостатического давления в сочетании с высокой степенью гидродинамической замкнутости залежи и температурой могут образовываться системы макро- и микротрещин, связывающие ранее изолированные зоны друг с другом. Происходит нечто подобное естественному гидроразрыву...". Такой гидроразрыв предопределяется возрастанием пластового давления при расширении пластовых флюидов и уменьшении объема пор при геостатическом уплотнении породы.

Идея природного флюидоразрыва доманикитов в отечественной геологии была предложена впервые для аргил­литов баженовской свиты Западной Сибири [45]. При высокой обогащенности пород баженовской свиты органиче­ским веществом и их микрослоистости при погружении этих отложений в зону температур 80-90° С (2,2-2,4 км) происходит интенсивная генерация и одновременная интеграция подвижных углеводородов. Образование крити­ческой массы углеводородов приводит к флюидоразрыву и расслоению пород вследствие различия коэффициентов объемного теплового расширения пород и флюидов. Коэффициент объемного теплового расширения нефти в 200 раз больше, чем горных пород, газа – в 800 раз. В результате флюидоразрыва образуются "листоватые" коллекторы в ранее непроницаемых породах баженовской свиты. Начало разрыва пород по наслоению происходит при температурах более 90° С, а максимум нефтегазоразрыва матрицы приходится на температуры 95-97° С и глубины погружения более 2600 м. Такие залежи в баженовской свите представляют собой замкнутые геогидродинамические системы с АВПД.

Исходя из сказанного ряд исследователей [203] доманикитов в ТПП предполагает, что наиболее вероятным происхождением их трещинной емкости, аналогично породам баженовской свиты, является природный флюидоразрыв, происходящий в богатой органическим веществом нефтематеринской породе при погружении ее на большие глубины.

Однако анализ нефтегазопроявлений в доманикитах ТПП показывает, что они установлены как на больших глубинах, так и на незначительных глубинах, где температуры и давления недостаточно для возникновения природного гидроразрыва. В качестве примера можно привести Чибьюское и Нижнечутинское месторождения в Восточно-Тиманской НГО. На Чибьюском нефтяном месторождении нефтепроявления в доманиковом горизонте наблюдались в процессе бурения скважины № 1 РНЧ при глубине 160 м. На Нижнечутинском нефтяном месторождении известны поверностные нефтепроявления в породах доманикового горизонта, обнажающихся в береговых склонах реки Чуть. Кроме того, в пределах многих разрабатываемых месторождений УВ Тимано-Печорской провинции, нефтегазопроявления в доманикитах ,как правило, установлены в пределах субвертикальных трещинных зон пронизывающих большую часть осадочного чехла. В качестве подтверждения этого можно привести Усинское нефтяное месторождение. Здесь в скв. № 527-Уса, приуроченной к субвертикальной зоне повышенной трещиноватости (рис.1.9), добыча нефти велась из кремнисто-глинисто-карбонатных пород доманикового горизонта, которые в обычных условиях не являются промышленными коллекторами.

Коллекторы в доманикитах, как правило, имеют сложное строение. В зависимости от преобладающего вида пустот, исследователи выделяют порово-трещинный, трещинно-поровый и трещинный типы коллекторов. Однако общим для во всех этих типов коллекторов является то, основными путями фильтрации флюидов в них являются трещины.

Потенциал доманикитов ТПП пока изучен в недостаточной степени. Продуктивные коллекторы в доманикитах имеют зональное развитие, их площадное распространение не подчиняется структурному плану антиклинальных ловушек, что сильно затрудняет поиски и разведку залежей. В связи с этим доманикиты пока не являются целевым горизонтом для постановки поисковых работ при использовании традиционной методики геолого-разведочных работ на нефть и газ. Однако при бурении поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на нижележащие НГК, залежи нефти в доманикитах могут быть обнаружены путем специальной обработки данных промысловой геофизики, количественной оценки эффективной емкости трещинных коллекторов, а также испытанием перспективных интервалов пластоиспытателем в процессе бурения.

К настоящему времени в Тимано-Печорской провинции промышленные залежи углеводо­родов в доманикитах установлены на 14 месторож­дениях, 5 из которых расположе­ны в Хорейверской впадине, 5 – в пределах Печоро-Колвинс-кого авлакогена, 3 – в Предуральском крае­вом прогибе и 1 – в Варандей-Адзь-винской струк­турной зоне [204]. Подавляющая часть залежей – не­фтяные, в них сосредоточено 94% учтенных за­пасов УВ в доманикитах ТПП.

Из восьми нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе ТПП, доманикиты относятся к доманиково-турнейскому НГК. Разведанные запасы углево­дородного сырья категорий авс 1 и С2 в доманикитах составляют около 5% от всех запасов, выявленных в доманиково-турнейском НГК [203].

 

 

Рис.1.9. Схема распространения субвертикальных зон повышенной трещиноватости в пределах Усинского месторождения:

megalektsii.ru

Ухта | Республика Коми | Знай наших!

Общая информация

Территория муниципального образования «Город Ухта» расположена в центральной части Республики Коми.

Сами ухтинцы очень любят название «жемчужина», постоянно подчеркивают, что их город находится в геометрическом центре Республики Коми, в отличие от расположенного на крайнем ее юго-западе Сыктывкара или от заполярной Воркуты. Если центр тяжести фигуры, которую образует территория республики, отметить точкой, то он практически совпадет с положением Ухты на карте республики. Но этому городу было суждено стать не только геометрическим, но и индустриальным центром Коми.

Нефтяные источники, о которых знали еще в 18 веке, после революции сразу привлекли внимание Советского правительства. На левом берегу реки Ухты в 1929 году возник рабочий поселок, получивший название «Чибью» - по названию ручья, протекавшего рядом. Через 10 лет поселок переименовали, он получил название другой, более крупной реки — Ухты, притока Ижмы. Еще до войны была построена первая шахта для добычи тяжелой нефти на Ярегском месторождении. К ее началу здесь впервые с втране началась промышленная добыча природного газа.

В годы Великой Отечественной войны в этом районе была оперативно проложена железная дорога. Стране нужны были воркутинский уголь и ухтинская нефть. Одновременно с открытием железнодорожного сообщения в 1943 году поселок получил статус города. В том же году первая нефтяная шахта Яреги дала фронту 100 тысяч тонн нефти. Кстати, в этих шахтах, расположенных южнее Ухты, добывают тяжелую, вязкую, высокосмолистую, парафинистую нефть; скважинный способ добычи для такой нефти непригоден. Ярега стала единственным местом в России и во всем СССР, где нефть добывают в шахтах.

После окончания Великой Отечественной войны высокими темпами развивались нефтегазовая и перерабатывающая промышленность. До 1953 года город строился в основном силами заключенных ГУЛАГА. Среди них были высококвалифицированные специалисты – геологи, архитекторы. В середине 50-х годов начался значительный приток добровольцев, осваивавших Север.

В это время в Ухте сформировался квалифицированный, включая научно-технический, кадровый потенциал на предприятиях нефтепереработки, шахтной добычи нефти, машиностроения, строительной индустрии. В городе работает несколько научно-исследовательских и проектных институтов в области геологоразведки, эксплуатации и проектирования объектов нефтегазовой промышленности.

Герб

Описание герба: На красном поле щита изображены зеленый контур ели, внутри него черная буровая вышка, бело-синяя раскрытая книга, черный мастерок. В нижней части контура ели синий национальный орнамент, символизирующий как национальную принадлежность города, так и реку Ухту. На гербе отображены символы основных отраслей, развитых в Ухте: нефтедобывающей, строительства, образования и культуры.

Администрация

Руководитель администрации МОГО «Ухта» Леонов Игорь Викторович

Население

Население города в настоящее время составляет 99,8 тыс. человек. После Сыктывкара это второй по количеству жителей город в Республике Коми.

Климат

Климат района Ухты умеренно-континентальный, средние температуры: января - минус 17,5°С, июля - плюс 15,3°С, среднегодовое количество осадков - 700 мм.

Полезные ископаемые / ресурсы

Минерально-сырьевые ресурсы района Ухты включают месторождения нефти, газа, руд черных и цветных металлов, разнообразных видов минерального строительного сырья, а также пресных и лечебно-минеральных подземных вод.

Ухта является старейшим нефте- газодобывающим районом республики. В настоящее время эксплуатируются крупное Ярегское нефтяное и Западно-Изкосы оринское газовое месторождения. Разведывается новое Западно-Тиманское нефтяное месторождение.

На территории выявлено 147 месторождений торфа, из которых основное количество (122) оценено на уровне прогнозных ресурсов. Суммарные запасы торфа составляют 122,6 млн.тонн. Разведано два месторождения с промышленными запасами 3,3 млн.тонн.

Уникальное Ярегское нефтетитановое месторождение концентрирует почти половину балансовых запасов титана России. В бассейне верхнего течения р.Ухты находятся залежи осадочных бокситовых руд. Балансом запасов учтено находящееся в резерве месторождение гипса «Седьюское-2» (2,15 млн.т). В районе бокситовых месторождений Кедва-Ваповской площади оценены ресурсы каолинитовых глин, ассоциирующих с бокситовыми рудами. Их объем -120 млн.тонн.

Архитектура

За не такую большую (по возрастным меркам городов) историю у Ухты сформировался уникальный исторический центр. Первое что открывается приезжающим в город от вокзала или из аэропорта - вид с моста на великолепные четырехэтажные сталинские дома, сложенные из светлого кирпича. Это главное украшение Ухты - первые кварталы старой части города, построенные в пятидесятых годах. Этими архитектурными ансамблями «жемчужина Севера» обязана «жижимурзикам», так в Ухте шутливо называли тандем из репрессированных архитекторов Павла Мурзина и Николая Жижимонтова. Благодаря их творческому альянсу в 50-е годы была застроена улица Мира, появился Центральный Дом культуры, бывшее здание Горкома партии на Первомайской площади, административное здание Ухтижемлага (ныне «Ухтабанк»), в 60-е – возведен ансамбль зданий на улице Октябрьской и на Первомайской площади, построен памятник Ленину.

Экономика

Градообразующим предприятием стал для Ухты нефтеперерабатывающий завод НПЗ. Сейчас — ОАО «Лукойл-Ухтанефтепереработка».

Работы по испытанию поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, гидродинамические и геофизические исследования производит ООО «Аленд».

В Ухте появились такие крупные предприятия, как «Газпром трансгаз Ухта», «Северные магистральные нефтепроводы», «Битран», «Ухтанефтехиммонтаж-Лукойл», завод строительных металлоконструкций. Сегодня в городе работают несколько предприятий машиностроительного профиля, выпускающие продукцию для нефтяной и газовой промышленности. В их числе завод «Ухтинский экспериментально-механический завод» и «Ухтинский механический завод».

Образование / наука

В 1967 году свои двери перед первыми студентами распахнул Ухтинский индустриальный институт. Более 10 лет назад он получил статус Государственного технического университета. Для разных отраслей промышленности в Ухте готовят специалистов в трех филиалах высших учебных заведениях, горно-нефтяном и лесном колледжах, железнодорожном техникуме и несколько средне-специальных учебных заведения. Список учебных заведений: Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) основан в 1958 году как учебно-консультационный пункт Московского института нефтехимической и газовой промышленности имени И. М. Губкина. Филиал Московского государственного университета путей сообщения (МИИТ), до 2009 года Российский государственный открытый технический университет путей сообщения (РГОТУПС). Институт управления, информации и бизнеса (MIBI). Филиал Столичной финансово гуманитарной академии (СФГА). Филиал Современной гуманитарной академии (СГА)

Кроме того, в «жемчужине Севера» функционируют шесть проектных и научно-исследовательских институтов, в том числе такие крупные, как ПечорНИПИнефть, СеверНИПИгаз, Тимано-Печорский научно-исследовательский центр.

Люди

Роман Абрамович – предприниматель, владелец клуба «Челси».

Эдуард Россель - губернатор Свердловской области, лидер общественно-политического движения «Преображение Урала», доктор экономических наук.

Юрий Спиридонов — государственный и общественный деятель, народный депутат СССР, Глава Республики Коми с 1994 по 2002 год, член Совета Федерации с 1996 по 2000 год, депутат Государственной Думы с 2003 по 2007 год. Доктор экономических наук, кандидат технических наук, академик Российской Академии естественных наук.

Андрей Кремс – доктор геологоминералогических наук, герой Социалистического труда.  

Сергей Капустин – хоккеист, олимпийский чемпион, чемпион мира и Европы, заслуженный мастер спорта СССР.

Александр Рекемчук – писатель, кинодраматург, главный редактор киностудии «Мосфильм».

Александр Алексеев – полковник ФСБ, герой России, погиб в Чечне.

Спорт

В Ухте есть два спортивных комплекса: «Нефтяник», «Буревестник»,  Центр силовых видов спорта Ухты «ЦСВСУ», «Ледовый дворец спорта» им. С. Капустина, Плавательный бассейн «Юность». Развивается в городе и профессиональны спорт. Баскетбол - «Планета-Университет», мини-футбол «Ухта», женский хоккейный клуб «Арктик-Университет».

Искусство

Государственный музей «Природа Земли», открыт 30.04.1948 г., Ухтинский историко-краеведческий музей нефти и газа (улица Мира, 5б) с кабинетом А. Я. Кремса (улица Кремса, 3)

Театры : Ухтинский народный театр «Ровесник», Театр-студия «Фрески» (при Ухтинском государственном техническом университете), Ухтинский народный драматический театр Веры Гой

www.znainashix.ru

2 Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. Этапы большого пути. История нефтедобывающей отрасли на территории Республики Коми

Похожие главы из других работ:

Байкальская горная страна

5.2. Провинция Прибайкалья

Состоит из глыбовых хребтов, котловин и многочисленных падей, окружающих Байкал, и, естественно, самого озера. Для всей области характерны высокая тектоническая активность, сильные землетрясения (до 8-10 баллов)...

Выдающийся российский флотоводец и исследователь Дальнего Востока, адмирал Геннадий Иванович Невельской (1813-1876)

1. ЭТАПЫ БОЛЬШОГО ПУТИ

Адмирал Геннадий Иванович Невельской (Приложение 1) был крупным деятелем по исследованию и присоединению к России Амурского края и острова Сахалин. Именно он основал город Николаевск-на-Амуре. Еще будучи юным гардемарином...

География газовой промышленности РФ (региона)

2.1.1 Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

В пределах Западно-Сибирской низменности открыты 300 нефтяных и га-зовых месторождений. На территории Западной Сибири расположены основные запасы природного газа страны. Из них более половины находится на Тюменском Севере...

География газовой промышленности РФ (региона)

2.1.2. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию между Волгой и Уралом и включает территорию Татарстана и Башкортостана, Удмуртской Республики, а также Саратовскую, Волгоградскую, Самарскую, Астраханскую...

География газовой промышленности РФ (региона)

2.1.3. Тимано - Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано - Печорская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области...

Демографическая ситуация в Соединённых Штатах Мексики. Участие страны в международной миграции рабочей силы

5. Агломерация Большого Мехико

Мехико - самая древняя из столиц Западного полушария. Город был основан индейцами-ацтеками в 1325 г. под названием Теночтитлан на острове в озере Тескоко...

Интеграционные процессы в странах Южной Америки и перспективы их развития

1.4. Типы и этапы интеграционных объединений

Экономическая интеграция развивается в региональном аспекте и проявляется в нескольких формах. В промышленно развитых странах это межгосударственная интеграция и интеграция на микроуровне или интеграция...

Кембридж

История возникновения и этапы развития

По утверждению историков, самое раннее письменное упоминание об этом городе относится к 730 году. Но не исключено, что он существовал и раньше. Т.о., городу Кембриджу около 2000 лет. Начало положили римляне...

Кулинарное искусство Китая

2.1 Основные этапы истории

I. Древнейшие времена и рабовладельческое общество. Китай - одна из древнейших стран мировой цивилизации, он имеет 4000-летнюю историю, зафиксированную памятниками письменности...

Остров Пасхи

1.4 Этапы создания удивительных памятников

Грандиозные работы, когда-то происходившие в кратере Рано-Рараку, всех поразили и потрясли. Все говорило за то, что работа прекратилась внезапно: тысячи примитивных каменных рубил лежали на рабочих местах...

Поволжский экономический район

3. Этапы формирования района

Краткая история основания района. Поволжье - район древнего заселения. Хазарский каганат ( VII - Xвв.) и Волжская Булгария (X - XIV вв.) - первые крупные государства на этой территории. До конца XV в. район входил в состав Золотой Орды...

Размещение и территориальная организация производственных сил в Уральском экономическом районе на примере республики Удмуртия

3.1 Проблемы и пути их пути их решения в регионе

Главной экономической проблемой Удмуртской республики в 2009г. стало снижение объемов производства машиностроительного комплекса...

Этно- и культурно-географическая дифференциация Большого Парижа под влиянием международных миграций населения

Глава 1. Теоретические основы: дифференциация Большого Парижа

1.1 Научные подходы к изучению этно- и культурно-географической дифференциации в данном регионе культурный географический дифференциаций агломерация Для того, чтобы в полной мере проанализировать влияние дифференциации, нужно разобраться...

Этно- и культурно-географическая дифференциация Большого Парижа под влиянием международных миграций населения

1.1.1 Этапы формирования границ агломераций Большого Парижа

Франция - страна с населением около 65 млн человек по состоянию на 2016 год. В настоящий момент во Франции насчитывается 96 департаментов. Париж является центром страны, а в совокупности с семью департаментами составляет Парижскую агломерацию или...

Этно- и культурно-географическая дифференциация Большого Парижа под влиянием международных миграций населения

Глава 2. Практическая часть: динамика миграции населения Большого Парижа

...

geo.bobrodobro.ru

Ухтинская нефть

Постепенно все большее внимание российских, иностранных и местных промышленников привлекали природные богатства Коми края. Сибирский промышленник Михаил Константинович Сидоров (1823-1887), много труда вложивший в промышленное развитие Коми края, в 1860-1861 гг. обследовал выходы каменного угля на Илыче, Щугоре, Соплясе, Усе, Сыю, Большом и Малом Аранце (где, кстати, обнаружил графит), стал добиваться в правительстве разрешения на разработку печорского угля, но получил отказ. Тогда он решил продолжить попытки Ф.С.Прядунова и его последователей по налаживанию нефтедобычи на Ухте. Дело продвигалось с трудом: чиновники то разрешали М.К.Сидорову бурить нефть, то запрещали, выделяя то один, то другой участок. В конце концов, настойчивый промышленник добился своего: нанятые им шведские инженеры в 1868 г. пробурили первую в Ухтинском районе скважину (на правом берегу Ухты, напротив устья речки Нефть-Йоль). Было обнаружено восемь нефтеносных и два газоносных слоя, добыто около тысячи пудов нефти. Этой нефтью М.К.Сидоров хотел заправлять свои пароходы, плававшие по Печоре и морю. Образцы нефти он послал для исследований ученому Д.И.Менделееву. Побывавшие на сидоровских нефтепромыслах участники австро-венгерской полярной научной экспедиции объявили, что “их ждет блестящее будущее”. Не тут-то было... Нефтепромышленникам юга не нужны были конкуренты, и они приложили все силы, чтобы не дать Сидорову развернуться. Власти отказали в финансовой поддержке развития нефтеразработки на Ухте, и М.К.Сидоров вынужден был закрыть промысел, твердо сказав напоследок: “Я уверен, что нефтяные месторождения на Севере будут иметь в будущем обширное значение по своему географическому положению”.

По мере ускорения промышленного развития России потребность страны в нефти росла. В поисках новых источников важнейшего сырья вспомнили через некоторое время и про Ухту. В 1889-1891 гг. экспедиция под руководством академика Ф.Н.Чернышева изучала месторождения каменного угля, серы, золота и других полезных ископаемых в бассейне Печоры. Большое внимание уделено было ухтинской нефти. На Ухте заложили несколько опытных нефтяных скважин. Ухтинский район был объявлен заведомо нефтеносным; обсуждались уже и возможности вывозки нефти по рекам (предполагалось для этого даже соединить Печору с Камой и через нее с Волгой) и по дороге, которую следовало специально проложить.

На Ухту потянулись изыскатели: купец А.М.Галин, капитан Ю.А.Воронов, Б.Л. фон Врангель и другие. В 1899 г. на Ухту приехал инженер А.Г.Гансберг, особенно много труда вложивший в разведку нефти в этом районе в начале XX в., в создание нефтепромыслов. Изучением района он занялся сразу по приезде, хотя только в 1905 г. получил участки для добычи нефти. До 1905 г. монопольным правом на разработку ухтинской нефти владел граф Канкрин, каких-либо существенных успехов в сем деле не добившийся. Бакинские нефтепромышленники продолжали тормозить выделение государственных средств на проведение геологоразведочных работ в Ухтинском районе. Частным же лицам трудно было своими силами осуществить подобные мероприятия. Да к тому же далеко не все из приехавших на Ухту собирались всерьез занимться разведочными работами. Иные в условиях начавшегося в стране “нефтяного голода” рассчитывали разбогатеть, арендовав участки в районе предполагаемого месторождения и намереваясь затем продать их.

А.Г.Гансберг оказался одним из энтузиастов, которые на свой страх и риск решили искать нефть. Он основал Варваринский промысел, построил буровую вышку, бурил скважины. В 1909 г. по его инициативе образовалось “Северное нефтепромышленное товарищество А.Г.Гансберг, А.П.Корнилов и К°“, которое вело буровые работы. Больших запасов нефти им найти не удалось, и пять лет спустя товарищество распалось из-за слишком высоких затрат, требовавшихся для освоения ухтинского месторождения (государство субсидировать работы отказалось). А.Г.Гансберг остался на Ухте, пытаясь в одиночку наладить дело. Некоторую финансовую помощь оказывало яренское земство: оно, в частности, выдало ссуду для пуска керосинового завода, дабы “доказать доставкой на русский и заграничный рынки, что продукты ухтинской нефти, а также дебеты скважин представляют собой объект для самого обширного нефтепромышленного дела на Ухте”. Здесь Гансберг находился до 1919 г., а затем вынужден был уехать.

Правительство тоже в конце концов решило внести свой вклад в поиски ухтинской нефти. В 1906 г. тут побывала экспедиция, руководитель которой В.Я.Белобородов с большим энтузиазмом отнесся к возможностям разработки нефтяного месторождения и даже предложил построить нефтепровод от Ухты до д.Весляна (на Выми), проложить железную дорогу, соединившую бы Вычегодский край с Печорским и район Усы с Зауральем. В 1911-1913 гг. геологоразведчики под руководством инженера В.И.Стукачева пробурили четыре скважины и пришли к выводу, что пока нет оснований рассчитывать на возникновение на Ухте нефтяной промышленности - слишком малоэффективны были изыскания. Но поиски нефти были продолжены Русским товариществом “Нефть”, которое в 1911 г. приобрело на Ухте участки. В 1914 г. на месте нынешнего города Ухты возник небольшой нефтяной промысел. В 1914-1917 гг. товарищество пробурило несколько неглубоких скважин и, будучи, возможно, не слишком заинтересованным в нахождении ухтинской нефти, заключило, что теперь с “несомненностью определилось отсутствие промышленного значения Ухтинского района” (несмотря на то, что проведенное в 1916 г. обследование показало большое будущее нефтеразработок на участке близ речки Чибъю).

studfiles.net


Смотрите также