Сарацин в степи. Записки впечатлительной журналистки Neftegaz.RU о Капитоновском месторождении. Капитоновское месторождение нефти


Большая стратегия для малых месторождений

«Газпром нефть» продолжает развитие кластера добычи в Оренбургской области. Параллельно с разбуриванием восточной части Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения «Газпром нефть Оренбург» активно занимается развитием и двух других активов — Капитоновского и Царичанского месторождений. Несмотря на скромные по сравнению с ямальскими гигантами размерами залежей, их ценность определяется удобным географическим расположением, высокой степенью подготовки к разработке и качеством нефти.

Текст: Гульнара Гарипова

УНИКАЛЬНАЯ КАПИТОНОВКА

Капитоновское нефтяное месторождение было открыто и введено в разработку в 1994 году, однако в фазу активной эксплуатации вошло не так давно — только в 2006-м. Тогда к двум имеющимся на конец 2005 года скважинам стали добавляться новые. Сегодня добывающий фонд цеха добычи нефти и газа № 3, разрабатывающего месторождение, составляет 17 скважин, с помощью еще двух скважин поддерживается пластовое давление.

Все скважины вертикальные, одиночные, эксплуатируются в основном фонтанным способом. На Капитоновском добываются 750 тонн нефти и 400 тыс. кубометров газа в сутки.

Запасы месторождения не очень велики, однако пласт здесь энергетически мощный, высокопроницаемый, запасы легкоизвлекаемые. Еще одна положительная особенность Капитоновского месторождения — это высокое качество добываемой продукции. Чтобы его сохранить, транспортируется капитоновская нефть по железной дороге прямо с промысла, что позволяет избежать ее смешения в трубопроводах.

В проекте разработки Капитоновского месторождения есть и подводные камни, связанные с геологическими особенностями участка. Продуктивные пласты на Капитоновке выделяются в терригенно-карбонатных отложениях среднего и нижнего девона и характеризуются высокими глубинами залегания (средняя глубина скважины составляет 3,7 км). Основной объект представлен трещиноватыми карбонатными коллекторами. Для «Газпром нефти» это уникальные условия. Разработка Восточной части Оренбургского нефтегазоконденсатного и Капитоновского месторождений для компании своего рода пилотные проекты по работе с карбонатными коллекторами. В Научно-техническом центре была создана отдельная группа по их разработке, которая осуществляет геологическое и техническое сопровождение проектов. Опыта по работе с карбонатными коллекторами не так много даже в целом по России, как и таких уникальных месторождений.

А вот высокий газовый фактор Капитоновского — порядка 600 кубометров газа на тонну добываемой нефти — это с учетом близости к инфраструктуре «Газпрома» скорее положительный фактор. На промысле утилизируется весь добываемый попутный нефтяной газ (ПНГ), за исключением того, что используется для собственных нужд промысла. ПНГ отделяется на установке подготовки нефти, далее газ первой ступени сепарации транспортируется на установку предварительной подготовки нефти и газа, после чего компримируется на автоматической газораспределительной станции «Платовская» и далее по системе трубопроводов «Газпрома» поставляется потребителям. Это значительно увеличивает ценность добываемой продукции.

Производственная программа 2012–2013 годов предполагает бурение 10 новых скважин. Первые буровые станки приступили к работе в мае и июне нынешнего года, что позволило увеличить эксплуатационный фонд месторождения на две скважины. Темпы невысоки, но это связано с геологическими условиями Капитоновского и глубиной залегания нефти — средний срок строительства скважин здесь гораздо больше, чем, к примеру, в Западной Сибири.

Опробовали оренбургские нефтяники и технологию зарезки боковых стволов, ранее не применявшуюся на месторождении. На сегодня завершили одну такую операцию — и достаточно успешно: дебит получен выше планируемого почти на 30 тонн. По оценке специалистов, потенциал применения этого метода на Капитоновке очень высок.

ДВЕ ЦЕЛИ ДЛЯ ЦАРИЧАНСКОГО
Оренбургский кластер за счет подготовленности запасов к добыче, наличию развитой инфраструктуры и близости к рынкам сбыта становится новой точкой роста бизнеса «Газпром нефти»

Капитоновское месторождение вполне самодостаточно. Здесь развита инфраструктура, пласт хорош по энергетическим свойствам, таким образом главная задача, стоящая перед специалистами «Газпром нефть Оренбурга», — повышение эффективности добычи и вовлечение в разработку остаточных запасов. А вот сосед Капитоновки — Царичанское месторождение, также расположенное в Новосергиевском и Переволоцком районах Оренбургской области, — заставляет отвечать нефтяников на совсем другие вопросы. Царичанское — самый молодой из активов «Газпром нефть Оренбурга», соответственно, и с инфраструктурой здесь дела обстоят хуже, чем на других объектах предприятия. По сути, пока не развита ни серьезная инфраструктура внешнего транспорта нефти и газа, ни полноценная внутрипромысловая структура.

Месторождение было открыто и выделено из Царичанского участка недр в 2005 году, а в марте 2006-го введена в эксплуатацию первая эксплуатационная скважина. Сегодня эксплуатационный фонд цеха добычи нефти и газа № 2, который разрабатывает месторождение, насчитывает 11 скважин. Ежесуточно цех добывает порядка 430 тонн нефти. В 2012 году планируется добыть порядка 172 тыс. тонн, в 2013-м — 360 тыс. тонн. Выйти на пик добычи предполагается в 2017 году, а сейчас на Царичанском стартовал пилотный проект бурения скважин. Он направлен на определение оптимальной конструкции и выбор заканчивания скважин для подтверждения стратегии дальнейшей разработки месторождения. В процессе реализации планируется проведение дополнительных комплексов геофизических исследований скважин и гидроразрывов пласта по разным технологиям. Согласно программе, конфигурация последних двух скважин пилотного проекта будет уникальной для «Газпром нефть Оренбурга»: запланировано бурение горизонтальных скважин с применением технологии многостадийного гидроразрыва пласта. Метод повышения нефтеотдачи при помощи многостадийного ГРП сейчас активно внедряется в компании, он уже хорошо зарекомендовал себя на месторождениях ЯНАО, однако на Царичанском задача будет осложнена фактором глубины — операцию планируется проводить на 3,6 км. Длина горизонтального участка скважины составит 450 м.

Первая цель оренбургских нефтяников на ближайший год — обеспечение прироста запасов за счет доразведки месторождения. Вторая — бурение новых скважин, определение набора методов, которые позволят повысить эффективность добычи. До конца 2012 года фонд скважин на Царичанском месторождении увеличится в два раза. Сейчас специалисты «Газпром нефть Оренбурга» разрабатывают концепцию эффективной системы внешнего транспорта. Пока нефть вывозится нефтевозами, однако этот способ теряет эффективность с ростом объема добычи. Учитывая близость Царичанского и Капитоновского месторождений (30 км), рассматривается возможность объединения промысловых систем утилизации газа и транспортировки царичанского газа на объекты подготовки, переработки и транспорта Капитоновки.

Как и предполагалось, оренбургский кластер становится новой точкой роста бизнеса «Газпром нефти». Конечно, масштабы Капитоновского и Царичанского месторождений несопоставимы с масштабами любого из активов ямальского кластера, однако на Мессояхе и Новопортовском только получена первая нефть, а здесь уже идет активная добыча подготовленных запасов в регионе с развитой инфраструктурой и хорошими возможностями по монетизации запасов как по газу, так и по нефти.

www.gazprom-neft.ru

Сарацин в степи. Записки впечатлительной журналистки Neftegaz.RU о Капитоновском месторождении

Журналистская удача - вещь переменчивая.

Наградой впечатлительной журналистке Neftegaz.RU за проведенное в Москве скучное лето стало увлекательное путешествие. И не куда-нибудь, а в один из ключевых центров технологической революции, того самого Технологического прорыва, который реализует «Газпром нефть». Мне удалось побывать на двух месторождениях «Газпромнефть-Оренбурга» - Капитоновском и Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Месторождения очень разные, но их объединяет одна общая черта - они служат площадками, где последние годы идет активное внедрение новых технологий, многие из которых «Газпром нефть» планирует тиражировать на других своих активах. И если на Восточном участке (ВУ) Оренбургского НГКМ, где преобладают карбонатные трещиноватые коллекторы с низкой проницаемостью, широко используются технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ), то на Капитоновском месторождении можно встретить инновационные решения в области бурения и автономной электрогенерации. Именно с него началось мое знакомство с активами «Газпромнефть-Оренбурга».

После плотного завтрака и переодевания в спецодежду дружная журналистская компания выдвинулась на северо-запад от г. Оренбург. Нам предстояло проехать 85 км, дорога обещала быть долгой, но богатое разноцветье осенней степи захватило меня с головой. Как здесь должно быть красиво весной, когда цветут тюльпаны! Но сначала немного о самом месторождении.

Капитоновское месторождение, расположенное на территории Новосергиевского и Переволоцкого районов Оренбургской области, входит в Западный кластер «Газпромнефть-Оренбурга». С транспортной и производственной инфраструктурой здесь все хорошо - добыча в этом районе ведется уже давно и инфраструктура здесь развитая. Нефть, добытая на месторождении, направляется потребителям через собственный железнодорожный терминал, газ - через единую систему газоснабжения «Газпрома». Открыто месторождение было в 1994 г., в активной разработке находится с 2006 г., а «Газпром нефть» работает здесь с 2011 г. В настоящее время «Газпромнефть-Оренбург» добывает на Капитоновском месторождении порядка 200 тыс. т/год нефти. Среднесуточная добыча составляет более 450 т/сутки. Тем не менее, добыча нефти на месторождении стабильна, а развитая инфраструктура служит основой для дальнейшего развития актива. Внедряемые «Газпромнефть-Оренбургом» новейшие методы увеличения нефтеотдачи позволяют удерживать взятую планку добычи, а в перспективе обеспечить и определенную положительную динамику. Сейчас «Газпромнефть-Оренбург» нацелена на повышение ресурсного потенциала Капитоновского месторождения и интенсификацию его эксплуатации. К 2022 г. добычу нефти на месторождении планируется увеличить. Кроме того, к инфраструктуре Капитоновского месторождения будут подключены месторождения на новых участках недр - Ягодном и Землянском.

Основной объем добываемого газа проходит подготовку на установке комплексной подготовки газа и сдается в сеть «Газпром трансгаз Екатеринбурга», Остальное поступает на автономный энергокомплекс Капитоновского месторождения.

Новым направлением развития Капитоновского месторождения в 2013 г. стала энергетика, а точнее развитие собственной электрогенерации, использующей в качестве топлива получаемый в процессе добычи попутный нефтяной газ (ПНГ). На начальном этапе автономный энергокомплекс объединил 6 газопоршневых генераторных установок мощностью 500 кВт каждая. А уже в 2016 г. здесь были установлены работающие на ПНГ отечественные газопоршневые генераторные установки ГЭ-30 производства завода «Волжский дизель им. Маминых». Тогда на Капитоновском месторождении появились еще 2 установки по 800 кВт каждая. Таким образом, в настоящее время на месторождении работают генераторные установки, которые могут выдавать 3,2 МВт мощности (с учетом «горячего» резерва мощности и вывода машин в ремонт). Между работающими установками нагрузка делится пропорционально их номинальной мощности. Это означает, что энергетики Капитоновского месторождения могут выдать даже большую мощность, но во главу угла ставится стабильность, поэтому вывод оборудования в резерв для техобслуживания - процедура обязательная.

В настоящее время автономный энергокомплекс обеспечивает 87% потребностей Капитоновского месторождения в электроэнергии, получая оставшиеся 13% из сети МРСК Волги. Подстанция «Платовская» может выдавать месторождению 2 МВт мощности. Но в этом не всегда есть необходимость. К моменту нашего приезда на Капитоновку, автономный энергокомплекс уже несколько недель полностью обеспечивал потребности месторождения в электроэнергии. В ближайшее время энергокомплекс Капитоновского месторождения пополнят еще 2 установки мощностью 1 МВт каждая.

Такой подход дает немалые выгоды. Первое и самое очевидное - экономическая целесообразность, поскольку собственная генерация позволяет получать электроэнергию почти в 2 раза дешевле. Второй немаловажный момент - внедрение российского оборудования, причем речь идет не просто об одном конкретном месторождении, а об оценке перспектив внедрения отечественных энергоустановок в рамках импортозамещения и на других объектах «Газпром нефти». Кроме того, развитие генерации на Капитоновском месторождении дает возможность повысить уровень рационального использования ПНГ.

Испытываются на Капитоновском месторождении и новые подходы к бурению. Но прежде чем познакомить нас с тем, как бурят на Капитоновке (или Капитошке, как ласково называют месторождение нефтяники), нас накормили очень вкусным (и очень плотным!) обедом. И только потом показали настоящую звезду бурения на Капитоновском месторождении - мобильную буровую установку (МБУ) «Сарацин» 5000 WEI DS 272-22 LT НР. Эта буровая установка производства итальянской компании Well Equipments Int. пополнила флот нефтесервисной компании ПНГ, подрядчика «Газпром нефти», в январе 2017 г. и первое время работала на другом месторождении Западного кластера нефтедобычи - Царичанском+Филатовском. На Капитоновское месторождение она была перебазирована весной 2018 г.

Когда мы прибыли на месторождении велись работы по строительству скважины, которая станет третьей на кусте из пяти скважин. Две предыдущие скважины также были пробурены с помощью этой буровой установки. Скважина является наклонно-направленной, ее проектная глубина составляет 3909 м. Мы застали тот этап, когда проводились работы по спуску бурильного инструмента для нормализации ствола скважины и сдачи ее в эксплуатацию.

«Сарацин» впечатлил с первого взгляда. В первую очередь своей компактностью - ее максимальная высота составляет 27 м, а когда верхний привод опускается - 14 м. Также буровая установка занимает меньше места на площадке по сравнению с традиционной буровой установкой. При этом ее грузоподьемность вполне себе внушительная - 272 т. Впечатлила и высокая степень автоматизации. Трубный манипулятор, автоматически подающий бурильный инструмент с наземного стеллажа к верхнему силовому приводу - зрелище незабываемое! Труба сама подается в трубный манипулятор, на это можно смотреть бесконечно! Особенно порадовало то, что можно было подняться в кабину бурильщика и посмотреть, как это работает изнутри!

Но восторги впечатлительной журналистки Neftegaz.RU - восторгами, а «Газпромнефть-Оренбург» оценивает эффективность работы «Сарацина» по конкретным параметрам. В компании отмечают и безопасность, и компактность буровой установки, и скорость ее работы, и массу других преимуществ. И в цифрах получается, что МБУ «Сарацин» способна бурить скважины на 30% быстрее по сравнению с традиционными буровыми установками аналогичной грузоподъемности. По ряду операций производительность «Сарацина» в 2 раза выше, чем у близких по стоимости российских и зарубежных аналогов. К тому же это безлебедочная буровая установка, т.е. нет рисков для работников, сопряженных с работой с талевой системой. В «Газпромнефть-Оренбурге» отмечают, что «Сарацин» является одной из наиболее современных и эффективных буровых установок, которые когда-либо использовались на месторождениях предприятия.

В связи с  этим рассматривается возможность расширения парка таких буровых установок. Как пояснил глава Департамента добычи нефти и газа «Газпром нефти» Андрей Воропаев, один «Сарацин» не делает погоды, если учесть, что на месторождениях «Газпромнефть-Оренбурга» работают порядка 25 буровых установок. Но это своеобразный «раздражитель», стимулирующий буровых подрядчиков модернизировать парк буровых установок. После завершения бурения всех пяти скважин куста, с помощью МБУ «Сарацин» на Капитоновском месторождении будет пробурен еще один куст скважин.

Современная высокотехнологичная МБУ «Сарацин» станет базой для реализации еще одного передового проекта, предусматривающего внедрение радиочастотных меток (RFID). Ими будет промаркировано все буровое оборудование, что позволит систематизировать учет устройств. Можно будет отслеживать историю каждого узла и бурильной трубы, в том числе, такие параметры, как время, которое они находились в работе, историю их перемещений и техническое состояние. То есть, у каждой единицы оборудования будет свой электронный паспорт. Данные по всем устройствам будут сведены в единую базу. Это позволит существенно облегчить ведение учета, предупреждать неполадки и повысить эффективность планово-предупредительных работ. Процесс проставления RFID-меток начнется в декабре 2018 г. Таким нам открылось Капитоновское месторождение - небольшое, но эффективное, давно разрабатываемое, но развивающееся в духе современных технологий. На следующий день нас ждало основное месторождение «Газпром нефти» - Восточный участок Оренбургского НГКМ. Но об этом немного позже.

Вторую часть материала можно прочитать здесь. Обсудить на Форуме

nangs.org

Капитоновское месторождение | Месторождения | Neftegaz.RU

Капитоновское месторождение расположено в Оренбургской области

Капитоновское месторождение открыто в 1994 г, пробная эксплуатация ведется с 1997 г.

Извлекаемые запасы Капитоновского месторождения оцениваются в 5,8 млн тонн нефти и 2,8 млрд м3 газа (категория АВС1+С2).

Лицензия на разработку Капитоновского месторождения принадлежит Газпром нефти через подконтрольный Южуралнефтегаз

В период с 2002 по 2003 г на месторождении проведены разведочные работы методом объемной сейсморазведки 3Д и пробурена поисково-оце-ночная скважина № 5313.

Результаты указанных работ положены в основу подсчета запасов углеводородов 2004 г (подсчет прошел апробацию в ЦКЗ Роснедра) и последующего составления технологической схемы опытно-промышленной разработки месторождения, которая утверждена ЦКР Роснедра в 2006 г сроком на 5 лет.

Начальные запасы нефти по месторождению составляли:

геологические по категориям АВС1С2 - 8 204 тыс тонн, извлекаемые - 3 790 тыс тонн, в том числе

• по категории АВС1 геологические запасы - 4 050 тыс тонн, извлекаемые - 2 108 тыс тонн;

• по категории С2 геологические запасы - 4 154 тыс тонн, извлекаемые - 1 682 тыс тонн.

Начальные извлекаемые запасы растворенного газа составляли по категориям АВС1С2 - 1786 млн м3, в том числе по категориям АВС1 - 1 028 млн м3, по категории С2 - 758 млн м3.

В соответствии с проектным технологическим документом на месторождении выделено 4 самостоятельных эксплуатационных объекта - пласты Д5-6, ДIII, ДI и Дфр.

Основные запасы нефти сосредоточены в пласте Д5-6 и составляют 79 % от начальных геологических запасов по месторождению.

Проектным документом предусмотрены следующие сроки ввода эксплуатационных объектов в опытно-промышленную разработку:

• пласт Д5-6 с 2006 г, опытное заводнение - с 2008 г;

• пласт Дфр с 2008 г без ППД;

• пласт Д1 с 2008 г без ППД;

• пласт ДIII с 2009 г без ППД.

За 2006 г при проектной добыче по пласту Д5-6 118,4 тыс тонн фактическая добыча нефти составила 130,2 тыс тонн (+ 10%) при допустимом отклонении от проекта + 20%.

Добыча растворенного газа составила 78,6 млн. м3.

Годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов соответствует проектному и составил 4,4%.

Однако, произошло отставание от проекта по фонду действующих скважин: при проекте 5 фактический фонд составил 4 скважины, что является следствием аварии при строительстве скважины № 5308, повлекшее смещение срока ввода скважины в эксплуатацию с 2006 г на 2007 г.

Исходя из приведенных показателей, средний дебит 1 действующей скважины значительно (на 52 т/сут) превысил проектный и составил 122 т/сут безводной нефти.

Такая значительная разница в среднем дебите вызвана высокой эффектив-ностью ГТМ, выполненных по скважинам № 5313 и № 5307, в результате которых общий прирост составил 153 т/сут, в том числе:

• по скважине № 5307 в результате дострела и соляно-кислотной обработки пласта Д5 дебит увеличился с 62 т/сут до 120 т/сут;

• по скважине № 5313 в результате проведенных ГТМ ( соляно-кислотная обработка по новой технологии) дебит увеличился практически в 3-е - с 57 т/сут до 152 т/сут.

Следует отметить, что проектные технологические показатели разработки рассчитывались по результатам пробной эксплуатации 2 скважин, пробуренных в центральной части месторождения, при этом средний дебит по скважинам на дату составления проектного документа при оптимальном режиме эксплуатации составлял 74 т/сут.

В течение 2006 г пластовое давление в залежи пласта Д5-6 снизилось с уровня 400 атм до 396 атм при давлении насыщения 275 атм, отбор нефти при снижении пластового давления на 1 атм составил 32,6 тыс тонн, т. е. пласт обладает значительным потенциалом пластовой энергии.

С учетом того, что в период с 1997 по 2003 г по пласту Дфр было добыто 62 тыс тонн нефти, на 1 января 2007 г накопленная добыча нефти по месторождению составила 456 тыс тонн, что составляет 21% от начальных извлекаемых запасов категории С1, текущий КИН 0,113 при конечном проектном КИН 0,521.

Накопленная добыча растворенного газа по месторождению составляет 236 млн м3.

По состоянию на 1 января 2007 г остаточные запасы нефти по месторождению составляют:

геологические по категориям АВС1С2 - 7748 тыс тонн, извлекаемые - 3 334 тыс тонн, в том числе

• по категории АВС1 геологические запасы - 3 594 тыс тонн, извлекаемые - 1 652 тыс тонн;

• по категории С2 геологические запасы - 4 154 тыс тонн, извлекаемые - 1 682 тыс тонн.

Остаточные извлекаемые запасы растворенного газа составляют по категориям АВС1С2 - 1550 млн м3, в том числе по категориям АВС1 - 792 млн м3, по категории С2 - 758 млн м3.

neftegaz.ru

Хохряковское нефтяное месторождение | Месторождения

Хохряковское месторождение  расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 163 км от г. Нижневартовска.

Открыто Главтюменьгеологией в 1972 г. 

Введено в эксплуатацию в 1985 г. в соответствии с технологической схемой разработки месторождения, составленной СибНИИНП в 1978 г.

Залежи нефти выявлены в пластах верхнеюрских отложений васюганской свиты. 

Приурочено к северной части Александровского мегавала, на Колик-Еганском валу, в границах Синторского локального поднятия в юрских отложениях.

Подсчет запасов нефти с утверждением в ГКЗ СССР был произведен в 1976 г. (протокол №7697 от 29.09.1976 г.) Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии по данным бурения 16 разведочных скважин. 

Геологические запасы нефти при этом оценивались в следующих объемах: по категории С1 - 151,782 тыс. т., по категории С2 – 5744 тыс. т., извлекаемые С1 - 48570 тыс. т. и С2 -1838 тыс. т.

Нефть находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (830С). 

Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластовой и по разрезу изменяется в диапазоне 7,3 - 12,5 МПа, степень недонасыщенности выше у нефти пласта ЮВ2. 

Газосодержание нефти соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет 109 м3/т и 75 м 3/т соответственно для пластов ЮВ1 и ЮВ2. 

В условиях пласта и на поверхности нефти легкие и маловязкие. 

Вязкость пластовой нефти составляет 0,9-1,0 МПа.с. 

В составе пластовой нефти молярная концентрация метана составляет 21-27%, концентрация его гомологов  группы С2Н6 - С5Н12 колеблется около 25%. 

Нефтяной газ метанового типа, относительно жирный. 

В зависимости от способа разгазирования пластовой смеси средняя молярная концентрация метана в газе меняется в интервале 52 - 74%.

По данным анализов, плотность нефти пласта ЮВ2 - выше. 

Разгазированные нефти обеих залежей однотипны и  характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие, с объемным содержанием светлых фракций до 3000С около 50%. 

Оператор - Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие (ННП), дочка Роснефти.

Сикторская структура (Хохряковское месторождение) по кровле пласта Ю2 (тюменская свита) оконтуривается изогипсой 2400 м. 

Амплитуда ее 160 м (наивысшая отметка 2240 м). Структура имеет субмеридиональное простирание. 

Размер структуры 38,0х12,0 км. Это брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. 

Углы наклона крыльев - 2о3, . Восточное крыло несколько положе западного.

По кровле коллекторов пласта Ю12+3 Сикторская структура оконтуривается изогипсой – 2400 м. 

Структурные построения четкие. Амплитуда – 100 м. Размеры 62,0х12,0 км. Простирание субмеридиональное. 

Это типичная брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. В сводовой части структуры выделяются 2 вершины: довольно больших размеров в южной части и несколько меньше – в северной части. Оконтуриваются они изогипсами 2300 и 2320 м. Восточное крыло несколько положе западного.

По кровле пласта Ю11 структурный план повторяет план пласта Ю12, но несколько расширяется площадь сводовых частей. Структура оконтуривается изолинией – 2400 м.

Простирание субмеридиональное. В целом, рассматриваемые структурные планы по пластам имеют довольно спокойный характер. Структурные планы довольно четко сохраняются, что свидетельствует об унаследованном характере развития.    

В процессе промышленной эксплуатации выявлены новые  данные о коллекторских свойствах и распространение продуктивных пластов, в частности отмечается расширение контура нефтеносности горизонта ЮВ1 в Восточной части месторождения. 

По результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин, была выявлена новая залежь нефти в пласте ЮВ2, приуроченная к сводовой части центрального поднятия месторождения. 

Скважины № 56, 250, 401, 402, 403, 404, 405, 413, 600,  в которых производилось опробование пласта ЮВ2, показали его промышленную нефтеносность. 

Дебит нефти по ЮВ2 изменяется от 7,8 т/ сутки (скв. 401) до 59 т/сутки (скв. 250).

В целях доразведки пласта ЮВ2 Хохряковского месторождения  протоколом ЦКГРП П/О НВНГ №140 от 15.02.1988г. было принято решение об углублении скважин основного фонда объекта ЮВ1 со вскрытием пласта ЮВ2 на участках месторождения в пределах внутреннего контура нефтеносности. 

По результатам бурения эксплуатационных скважин была оконтурена и изучена залежь пласта ЮВ2. 

За счет этого удалось более детально изучить месторождении позволили открыть особенности геологического строения и местоположения пласта в плане месторождения.

Разбуривание объекта  ЮВ1 эксплуатационными скважинами, ведущееся по всей площади месторождения, позволило уточнить границы площади нефтеносности, принятые расчетные параметры по пластам. 

За период 1987-1989 гг. на месторождении пробурено 6 разведочных  и поисковых скважин. 

Из них 3 скважины (57п, 58п, 61п) пробурены до коры выветривания с целью оценки нефтеносности доюрских образований. 

При испытании фундамента в скважине 57п получен приток воды, а в скважине 61п притока не получено. 

При испытании других пластов от ЮВ2 до коры выветривания притока нефти не получено.

В скважинах 54, 55 опробованы пласты ачимовских отложений. При этом получены притоки воды 27 и 15 т/сут. соответственно. 

При опробовании пласта ЮВ2 в скважине 56 получен приток нефти, в скважине 61п – нефть с водой, в скважине 58п – 10 т/сут. воды с пленкой нефти.

Все разведочные скважины, пробуренные в период 1987-1989 гг. расположены в контуре нефтеносности. 

При этом 3 из них (54, 55, 56) в основной части, 57п – на южном, 61п – на восточном, 58п – на северо-восточном крыле месторождения.

При опробовании ачимовской толщи и коллекторов нижней и средней юры (исключения пласт ЮВ2) получены притоки пластовой воды. 

Породы фундамента, как показали результаты опробования, также оказались непродуктивными. 

Таким образом, проведены  разведочные работы на Хохряковском залежи нефти в пластах верхней и средней юры. 

Однако, доразведку месторождения нельзя считать завершенной, так как остались неоконтуренными залежи нефти в пластах ЮВ11 и ЮВ12 на севере ЮВ12 на востоке. 

Общий метраж разведочного бурения составляет 65,132 тыс.м в  том числе 16,7 тыс.м пробурено ПО НВНГ.

На 1991 г. на месторождении было пробурено 25 разведочных скважин. Из этого количества 7 скважин ликвидированы. Скважины № 3, 4, 8, 15 оказались за контуром нефтеносности. 

Таким образом, проведенные геологоразведочные работы (ГРР) в пределах площади характеризуются достаточно большой эффективностью. 

neftegaz.ru

Оценка влияния Капитоновского месторождения на качество почв Верхнесамарского сыртово-холмистого района

Оценка влияния Капитоновского месторождения на качество почв Верхнесамарского сыртово-холмистого района

ASSESSMENT OF DEPOSIT KAPITONOVSKOGO ON SOIL QUALITY VERHNESAMARSKOGO SYRT-HILLY AREA

 

А.И.Байтелова, Т.Ф.Тарасова, М.Ю.Гарицкая, О.В.Чекмарева, О.С.Ишанова

A.I.Baytelova, T.F.Tarasova, M.J.Garitskaya, O.V.Chekmareva, O.S.Ishanova

Оренбургский государственный университет(460018, г.Оренбург, пр. Победы, 13)Orenburg State University(460018, Orenburg, Pobeda, 13)

 

В данной работе рассмотрены вопросы оценки воздействия различных источников загрязнения атмосферного воздуха на Капитоновском месторождении ОАО «Южуралнефтегаз» на экологическое состояние почв. Проведен анализ снежного покрова на территории, находящейся в зоне влияния Капитоновского месторождения, по содержанию тяжелых металлов.

In this paper, the issues of impact assessment of various sources of air pollution in the field of Kapitonovskom «Yuzhuralneftegaz» on the ecological state of soils. Analysis of snow cover in the territory in the zone of influence Kapitonovskogo deposits of heavy metals.

В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, несмотря на применение современных технологий и оборудования, в той или иной степени, будет оказываться комплексное воздействие на все составляющие экосистемы: атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, почвы, животный и растительный мир, социальную сферу жизни человека.

Объектом данного исследования является Капитоновское месторождение. Капитоновское месторождение расположено на границе двух районов - Новосергиевского и Переволоцкого. Новосергиевский район обладает запасами минеральных и топливно-энергетических ресурсов, таких как нефть, кирпичные глины, песчано-гравийные смеси.

В геоморфологическом отношении район месторождения находится в пределах южного склона возвышенности Общий Сырт. Рельеф местности представляет собой полого-волнистую эрозионно-денудационную равнину плиоценового возраста. Морфология рельефа обусловлена тектоническим строением района и литологическим составом пород, слагающих дневную поверхность. Абсолютные отметки рельефа на водораздельных пространствах составляют 200-260 метров. В долине реки Самара они снижаются до 129-135 метров.

По результатам инвентаризации на объектах Капитоновского месторождения и УППНГ имеется 40 источников выбросов, из них 29 организованных и 11 неорганизованных, в том числе:

- промплощадка №1 (УПН) – 11 источников, из которых 6 организованных и 5 неорганизованных;

- промплощадка №2 (ПППиОН) – 20 источников, из которых 16 организованных и 4 неорганизованных;

- промплощадка №3 (УППНГ) – 9 источников, из которых 7 организованных и 2 неорганизованных.

Основной вклад в загрязнение атмосферного воздуха вносит промплощадка №1 66,9% . [1]

Одним из путей техногенного загрязнения почвы при реализации хозяйственной деятельности на площади УППНГ является осаждение загрязняющих веществ в виде паров, аэрозолей, пыли из атмосферы, а также выпадение их в растворенном виде в составе атмосферных осадков. [2]

Снежный покров обладает рядом свойств, делающих его удобным индикатором загрязнения не только самих атмосферных осадков, но и атмосферного воздуха, а также последующего загрязнения вод и почв. Снег служит индикатором атмосферного загрязнения следующими веществами: сульфатами, нитратами, аммонием, тяжелыми металлами, полициклическими ароматическими и нефтяными углеводородами и рядом других веществ, включая газообразные.

При образовании и выпадении снега в результате процессов сухого и влажного вымывания концентрация загрязняющих веществ в нем оказывается обычно на 2-3 порядка величины выше, чем в атмосферном воздухе. Поэтому измерения содержания этих веществ могут производиться достаточно простыми методами и с высокой степенью надежности.

Химический анализ снежного покрова территории прилегающей к Капитоновскому месторождению показывает, что он загрязнен не только кислотообразующими веществами и нефтепродуктами, но и в значительной степени тяжелыми металлами первого (цинк, кадмий и свинец) и второго (медь, никель) классов опасности. Полученные результаты представлены в таблице 1.

В зимний период года среди тяжелых металлов первого класса опасности приоритетным по содержанию в исследованном нами снежном покрове во всех направлениях является цинк, с наибольшей его концентрацией, равной 0,65 мг/л, (север на расстояние 300 метров от УППНГ) и 0,27 мг/л (запад на расстоянии 5 метров от УППНГ). Содержание кадмия во всех направлениях составило – 0,0005 мг/л, за исключением запада на расстоянии 300 и 1000 метров (0,0006 и 0,0009 мг/л соответственно)

Среди тяжелых металлов II класса опасности снежный покров в наибольшей степени загрязнен никелем. Содержание никеля в направление запада на расстоянии 1000 метров равно 0,062 мг/л, в направлении севера на расстоянии 300 метров – 0,059 мг/л, а в остальных направления – 0,05 мг/л. Содержание меди на всей территории, где был осуществлен отбор снежного покрова, составляет от 0,003 мг/л до 0,06 мг/л.

Выражая концентрацию тяжелых металлов в процентах можно определить, какую долю среди всех металлов занимает каждый из них (таблица 2).

Таким образом, наибольший вклад в загрязнение снежного покрова исследуемых территорий среди металлов первого класса опасности вносят цинк (21,4-88,4%).

Среди тяжелых металлов второго класса опасности: никель (8,0-67,9%).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Гривко Е.В., Чекмарева О.В., Ишанова О.С. Сравнительная характеристика выбросов подразделений Капитоновского месторождения нефтегазодобывающего управления ОАО «Южуралнефтегаз» на качество атмосферного воздуха / Диалог этнокультурных миров в евразийском историческом процессе. Материалы междунар. науч.-практ. интернет-конф. [Электронный ресурс]. Оренбург, ГОУ ОГУ, 2011. С. 282-287.2. Гривко Е.В., Чекмарева О.В., Ишанова О.С. Оценка влияния выбросов подразделений Капитоновского месторождения на качество почвенного покрова // Вестн. Оренб. гос. ун-та. 2011. №12. С. 54-55.

orenpriroda.ru

На Капитоновском месторождении «Газпромнефть-Оренбурга» прошли масштабные тренировочные учения

Учения на Капитоновском месторождении

На Капитоновском месторождении «Газпромнефть-Оренбург» состоялась тренировка по ликвидации возможной аварийной ситуации на установке подготовки нефти (УПН). Учения прошли при участии специалистов предприятия, аварийно-спасательной службы и пожарного расчета «Промгазсервиса», персонала «Клиники промышленной медицины».

Главной целью тренировочного мероприятия стала проверка готовности руководства и персонала предприятия к проведению аварийно-спасательных работ на опасных производственных объектах и умения при этом эффективно взаимодействовать с соответствующими службами.

По легенде, в дневное время при обходе технологического оборудования УПН оператор обезвоживающей и обессоливающей установки заметил пропуск нефти с возгоранием и распространением пламени на нефтегазосепаратор и обнаружил лежащего на земле работника предприятия без сознания.

Согласно плану тренировки, персонал УПН сообщил об утечке нефти и возгорании в центральную инженерно-технологическую службу предприятия, оказал первую помощь пострадавшему, вызвал скорую медицинскую помощь, пожарную охрану и аварийно-спасательное формирование «Промгазсервиса», а также до прибытия основных сил приступил к локализации огня первичными средствами пожаротушения.

Условный очаг возгорания был ликвидирован после пенной атаки отдельным пожарным расчетом. В завершение проведены ремонтно-восстановительные работы, в том числе сбор и утилизация загрязненного нефтепродуктами грунта, рекультивация земельного участка.

При разборе учений члены комиссии по чрезвычайным ситуациям отметили, что действия всех служб были адекватны ситуации и скоординированы — это подтверждает высокую степень готовности к устранению возможных аварий.

«Производственные объекты „Газпромнефть-Оренбурга“ требуют повышенного внимания в области безопасности. Предприятие должно быть готово к возможным нештатным ситуациям, в том числе, разливу и возгоранию нефтепродуктов. Подобные учения мы проводим регулярно, что способствует нашей готовности к подобным происшествиям», — отметил генеральный директор «Газпромнефть-Оренбурга» Андрей Воропаев.

DSCN4360.jpg

energybase.ru