Нефтегазовая библиотека. Холмогорское месторождение нефти карта


Холмогорское месторождения: информация и карта

Холмогорское месторождение

Холмогорское месторождение на карте расположилось примерно на равном расстоянии между городами Ноябрьск и Сургут и на границе двух автономных округов - Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского. Холмогорское месторождение относится к одному из самых крупных месторождений России и Западной Сибири.

Холмогорскоеместорождении: история освоения

История открытия Холмогорского месторождения начинается в 1973 году, когда советские геологи 19 августа обнаружили большие залежи нефти в пластах юрских отложений, на глубине 2640 метров. В среднем высота пластов размером для 25 метров, но при этом наиболее продуктивными являются пласты размером до 7,5 метров, которые содержат наибольшее количество черного золота. В настоящее время разрабатывается шесть уровней пластов, общим объемом запасов в 70 миллионов тонн нефти.

Помимо Холмогорского месторождения, к Ноябрьской группе кустов относятся такие участки как:

  • Муравленковское месторождение.
  • Суторминское месторождение.

Нефть нефтедобывающего комплекса Холмогорского месторождения транспортируется через магистральный трубопровод на нефтеперерабатывающие предприятия Урала, Тюмени и всего Приобья.

Холмогорское месторождение: проблемы и решения

Недостатком Холмогорского месторождения является его высокая истощенность. Уже с 1993 года объемы добычи постепенно начали падать и в 1996 г. эксперты сделали вывод, что запасы истощены более чем на 60%. К 2000 году выработка месторождения еще более увеличилась - до 96%.

Поэтому в компании «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» после тщательного исследования и уточнения геологической модели залегания, выработали способ получения дополнительных ресурсов методом гидравлического разрыва пластов. Это позволило значительно увеличить темпы извлекаемости нефти и получить прирост к годовому плану в 95 тыс. тонн жидкого топлива.

Уже к 2014 года годовая добыча нефти с Холмогорского месторождения выросла до 340 тыс. тонн. Сейчас проектируется закладка новых скважин и выбраны площадки для их размещения кустовым способом.

Наиболее близким населенным пунктом к Холмогорскому месторождению являются:

 Ноябрьск, который располагается в 56 километрах от участка разработки,

  • Сургут, который находится в 190 километрах,
  • Нижневартовск располагается в 242 километрах,
  • от г. Новый Уренгой участок находится на расстоянии 368 километров.
  • До столицы ЯНАО, города Салехард, придется добираться около 550 километров.

В крупнейшем городе региона Ноябрьск, с чьей историей неразрывно связаны этапы освоения Холмогорского месторождения, в его честь названа самая длинная улица. Дорога, ведущая из Ноябрьска в Сургут, помимо Холмогорского месторождения, соединяет еще несколько крупных месторождений нефти и газа.

Найти Холмогорское месторождение на карте можно по следующим координатам: 62.966667"северной широты, 74.433333"восточной долготы. 

Холмогорское месторождение: координаты

63°3'5''N 74°32'56''E

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru

Холмогорское месторождение - Нефтяник Нефтяник

Холмогорское нефтяное месторождение расположено в Ямало-Ненецком Автономном округе России (огромная часть месторождения располагается в ХМАО) в 540 км к Юго-Востоку от г. Салехард и посвящено серии локальных поднятий Надымской НГО Западно-Сибирской НГП.Холмогорское месторождение было открыто в 1973 году скважиной № 1 «Главтюменьгеологии». По символизирующему кругозору «Б» поднятия оконтурены изогипсой – 2850 м. Основание дома не вскрыт. В пределах Холмогорского месторождения обнаружены 6 нефтяных залежей пластово-сводового и литологически экранированного типов. Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин. Нефтеносность Холмогорского месторождения связана с отложениями юрского возраста. Первоначальные резервы нефти составляют 70 млн. тонн.Холмогорское месторождение располагается в распределенном фонде недр и относится к классу больших, а по степени индустриальной освоенности к разрабатываемым. Лицензия выдана нефтяной торговой марки ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» (в данный момент "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз") сроком до 2013 года. Оператором месторождения представляет собой Отечественная нефтеперерабатывающая фирма “Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз”. Проектированием объектов при обустройстве месторождения занимался проектный научно-исследовательский институт “Гипротюменнефтегаз”.

Интересные месторождения

11 Дек

oilman.by

Холмогорское месторождение - Справочник химика 21

    Дегазированные нефти Холмогорского месторождения легкие,, маловязкие, малосмолистые, сернистые (класс II), парафиновые (вид, П2), и имеют значительный выход фракций, выкипающих до 300° С. [c.546]

    Интересные данные получены при извлечении продуктов реакции после СКО СКВ. № 1377/70 Холмогорского месторождения. Скважина вступила в эксплуатацию в начале 1983 г. Время реакции В пласте более 19 ч. Отработанная кислота представляет собой концентрированный раствор хлорного и хлористого железа — [c.230]

    Анализ проб, отобранных при извлечении продуктов реакции после солянокислотной обработки в СКВ. № 1377/70 Холмогорского месторождения [c.233]     Холмогорское месторождение, открытое в 1973 г., приурочено к Рускинскому куполовидному поднятию, осложняющему северную часть Сургутского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, осложненную двумя куполами. [c.546]

    При рассмотрении данных различных химических обработок буровых растворов по месторождениям выявлено, что при бурении на Карамовском месторождении применялось восемь разновидностей реагентов, главным образом НР-5, КМЦ, ГКЖ или их комбинаций, на Вынгапуровском месторождении — также восемь комбинаций реагентов с преобладанием КМЦ, гипана, НТФ и ПКР. На Крайнем и Холмогорском месторождениях проведено по девять разновидностей химических обработок с использованием реагентов НР-5, ПКР, ПАА и др. На Сзпгорминском и Пограничном месторождениях количество различных химических обработок увеличилось и составило по 14 и 15 соответственно. Здесь, наряду с упомянутыми реагентами, применяли НР -5, [c.29]

    Влияние эффективной толщины пласта на результаты обработок менее ощутимо, хотя в целом отмечается рост числа успешных обработок при ее увеличении, и в особенности в пластах толщиной более 1,5...2,0 м. Например, по Холмогорскому месторождению обработки, по большей части, где эффективная толщина составляла менее 1,5...2,0 м, оказались безуспешными. По Вынга-пуровскому месторождению — до 2,5 м, а по Суторминскому и Муравленковскому месторождениям опускается до 1 м. [c.224]

    Проведен анализ проб, отобранных при солянокислотной ванне в скв. № 700/47 Холмогорского месторождения, СКВ. № 240/16 Муравленковского месторождения, и проб, отобранных при извлечении продуктов реакции после солянокислотной обработки пласта в скв. N° 1377/70 Холмогорского месторождения. [c.230]

    Анализ нроб, отобранных при промывке после кислотной ванны в СКВ. № 700/47 Холмогорского месторождения [c.231]

    Промысловые испытания технологии кислотных обработок призабойных зон скважин для высокотемпературных пластов с использованием ингибитора кислотной коррозии СНПХ-6012 проведены на 23-х скважинах Муравленковского, Суторминского, Крайнего, Каримовского и Холмогорского месторождений. [c.302]

    Поскольку вопросы влияния содержания твердой фазы, особенно ее коллоидной глинистой составляющей, на показатели бурения изучены недостаточно, сделана попытка оценить это влияние в первом приближении по интервалам бурения скважин Холмогорским УБР-1 на кусте № 147 Суторминского месторождения. Полученные данные представлены (табл. 2.4). Буровая установка была оснащена насосом УНБТ-950 с регулируемым приводом. Бурение осуществляли турбобурами ЗТСШ1-195, ТРХ-195 и ТРМ-195 в сочетании с трехшарошечными долотами в верхних интервалах 1П-215,9 МЗ-ГВ-2 и в нижних — П1-215,9 С-ГН-3 и Ш-215,9 МС-ГНУ-К45. [c.35]

    Подтверждением предложенного механизма может служить тот факт, что при проведении работ по глушению скважин на Суторминском, Холмогорском и Карамовском месторождениях водными и солевыми растворами с водорастворимым КПАВ ИВВ-1 наблюдалась следующая закономерность. В скважинах с параметрами обводненности до глушения в пределах от О до 40 % после глушения обводненность сохранялась прежней или имела тенденцию к уменьшению, а при обводненности до глушения от 42 до 99 % либо также сохранялась прежней или имела обратную тенденцию к увеличению. Вместе с тем, в тех случаях, когда обводненность не изменялась или уменьшалась (при исходной счет увеличения дебита нефти. Напротив, в тех случаях, когда обводненность не изменялась или увеличивалась (при исходной > 40 %), в первом случае либо все оставалось прежним, либо могло происходить одновременное увеличение дебита как нефти, так и воды. А во втором случае чаще при неизменном дебите воды происходило уменьшение дебита нефти. [c.97]

chem21.info