Техническая библиотека. Капканское месторождение нефти


На Капканском месторождении добыта Стотысячная тонна нефти!

14 января 2016 года в 07:40 была добыта 100-тысячная тонна нефти  на Капканском нефтяном месторождении! Для нашего предприятия это является знаковым событием!

Капканское нефтяное месторождение расположено в Чернушинском районе Пермского края в 140 км к югу от г. Перми.  Открыто в 1971 году, в эксплуатацию введено в 2007 году. Начальные извлекаемые запасы нефти по месторождению составляют 1 млн тонн. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в тимано-пашийскомгоризонте нижнефранкскогоподъяруса верхнего девона (пласт Д3тм+пш), тульском горизонте визейского яруса нижнего карбона (пласт Тл2-б) и каширо-верейском горизонте среднего карбона (пласт КВ1).

        Лицензией на разведку и добычу углеводородного сырья владеет ООО «ЕНЭС». 30 сентября 2013 года ООО «ЕНЭС» перешло в состав Пермской группы компаний АО «НК «Нефтиса», с этого времени оператором по добыче месторождений предприятия, в том числе и Капканского, является ЗАО «УНС».

        По состоянию на 01.10.2013 (на момент приобретения ООО «ЕНЭС») на Капканском месторождении действовали всего две добывающие скважины с суммарным суточной добычей нефти 17 тн/сут. В 2014 году было начато эксплуатационное бурение на кусту №1 Капканского месторождения. 

В ноябре 2014 года была введена первая новая скважина со стартовым дебитом 100 тн/сут полученного с тимано-пашийского эксплуатационного объекта Д3тм+пш. На 01.01.2016 года пробурены 6 и введены 5 новых добывающих скважин. Среднесуточный дебит в настоящее время превысил отметку 225 тн/сут! За счет ввода новых скважин получено 43 тысячи тонн нефти. Бурение новых скважин продолжается, Капканское месторождение является сегодня основным драйвером роста среди месторождений Пермской группы предприятий АО «НК «Нефтиса».

      Из добытых 100 тысяч тонн нефти, более 60% приходится на двухлетний период управления месторождением ЗАО «УНС».

       Теперь наша цель – значительно преумножить это достижение!

       Я убежден, что нашей компании это по плечу! И только вместе мы с вами можем достигнуть желаемых высот и побед в столь нелегкие времена для отечественного нефтепромысла.   Благодаря единству нашего коллектива, отлаженной работе и достигнутому взаимопониманию, мы с Вами можем смело двигаться вперед!

От всего сердца поздравляю ВСЕХ НАС с этим событием! 

urlnsru.nichost.ru

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

Таныпское нефтяное месторождение | Месторождения

Таныпское нефтяное месторождение (НМ) расположено на юге Пермского края, в 30 км северо - восточнее г Чернушки, в 195-200 км южнее г Пермь.

Впервые выброс нефти на будущем Таныпском месторождении зафиксирован в августе 1951 г при испытании скважины № 3, пробуренной бригадой М. Путилова в районе деревень Деменево и Коробейники.

В 1953 г продуктивные пласты на Таныпской площади вскрыла скважиной № 9 бригада бурового мастера Д. Попова.

В июле 1955 г фонтанный приток промышленной нефти дебитом 35 т/сутки был получен на скважине № 16.

В 1956 г по данным 20 разведочных скважин был сделан первый подсчет запасов нефти и газа, утвержденный ГКЗ СССР.

В опытную эксплуатацию начале введено в 1958 г Куединским укрупненным нефтепромыслом.

При разбуривании Таныпской площади впервые в практике разведочного бурения были внедрены турбинный способ бурения, метод бурения на технической воде (промывка скважин) и отбор керна буровой турбиной.

Геологический разрез Таныпского НМ изучен на глубину 2400 м по разрезам скважин и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, которые перекрыты четвертичными отложениями.

Стратиграфическое деление разреза сделано на основе унифицированной схемы Волго-Уральской нефтеносной провинции, утвержденной в 1962 г с учетом изменений, внесенных в 1988 г «Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы».

На отложениях вендского комплекса, представленных бородулинской свитой (до 214 м) с большим стратиграфическим несогласием налегают девонские отложения.

Они представлены песчано-аргиллитово-алевролитовыми отложениями интервалом 9 - 21 м живетского яруса среднего девона, а также отложениями франского и фаменского ярусов верхнего девона. Франский ярус сложен преимущественно терригенными породами пашийского и тиманского горизонтов толщиной 4 - 7 м и 6-16 м, соответственно. На отложениях тиманского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений саргаевского и доманикового горизонтов нижнефранского подъяруса, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса.

Изученная площадь, расположена в пределах 2й группы разрезов карбонатного девона - разрезов глубоководного шельфа и по литолого-тектоническим особенностям отнесена к терригенно-карбонатному межрифовому типу.

Толщина отложений карбонатного девона составляет 489 - 590 м.

На карбонатных отложениях девонской системы залегают отложения каменноугольной системы, представленные всеми отделами.

Таныпское месторождение находится в районе расположения уже разрабатываемых нефтяных месторождений :

- Тулвинского, расположенного в 10 км к югу;

- Аспинского - в 8-10 км на северо-восток;

- Самойловского и Капканского - в 3-4 км к западу.

Для этого района характерно наличие залежей нефти в отложениях нижнего и среднего карбона.

Промышленная нефтеносность Таныпского НМ на дату подсчета запасов нефти, была установлена в продуктивных пластах : КВ1, В3В4 каширско-верейских отложений, Бш башкирского яруса, Тл-1а, Тл-1б, Тл-1в, Тл-2а, Тл-2б тульского горизонта, Бб-1, Бб-2 бобриковского горизонта, Мл радаевского горизонта и Т турнейского яруса на Северо-Таныпском и Таныпском поднятиях.

Нефтепроявления непромышленного характера были отмечены в отложениях венда, живетского и франского ярусов.

Новые скважины вскрыли разрез месторождения преимущественно до отложений турнейского яруса и подтвердили ранее выявленную промышленную нефтеносность, не внеся значительных уточнений в ее качественную характеристику.

Запасы нефти Таныпского месторождения, утвержденные ГКЗ СССР (протокол № 8240 от 28 февраля 1979 г) составляют:

- геологические- 54469 тыс т,

- извлекаемые - 27269 тыс т, по категории АВС1;

- извлекаемые - 1918 тыс т, по категории С2.

Сейчас разработка ведется на основании «Уточненного проекта разработки Таныпского месторождения нефти», утвержденного в 2008 г Роснедрами.

На январь 2013 г на государственном балансе числятся начальные запасы нефти в количестве: по категории АВС1 геологические - 63 685 тыс т, извлекаемые - 33 827 тыс т; по категории С2 геологические - 5632 тыс т, извлекаемые - 2132 тыс т.

Продуктивным считается стратиграфически приуроченный к отложениям палеозоя терригенный комплекс: девон, карбон и пермь, составляющий пологую брахиантиклинальную морщину близ меридионального простирания, длиной 6 км и шириной 2,5 км.

На Таныпском поднятии наиболее крупная залежь нефти приурочена к основному куполу и незначительная по размерам к южному куполу.

Залежь основного купола пластового типа с локальными литологическими экранами в сводовой части залежи.

Положение ВНК по ней было утверждено как и по Северо-Таныпским залежам, условным на абсолютной отметке -1255 м.

Пласт на настоящий момент значительно обводнен.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 5,2 * 1,9 км.

Промышленно нефтеносными считаются верейский горизонт среднего карбона (малодебитный) и угленосная свита цокольного карбона.

Нефтеносный горизонт представлен 3-4 прослоями коллекторов - песчаников, мощностью 12 - 20 м.

Глубина залегания горизонта в пределах 1230 м.

Средние исходные дебиты скважин 20-25 т/сутки нефти.

Нефть характеризуется присутствием асфальтенов, что определяет их высокую вязкость, большие величины Кс и удельного веса.

Нефть - сернистая (содержание серы от 1,96 %), смолистая (от 12,37 %), парафиновая ( от 2,90 %).

Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 47 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, ориентировочно: сероводорода нет, азота 10,75 %, метана 46,97 %, этана 19,55 %, пропана 15,15 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 22,73 %, гелия 0,016 .

Относительная плотность газа по воздуху 0,961.

Лицензия ПЕМ12487НЭ от 18 июня 2004 г.

Недропользователь - ЛУКОЙЛ Пермь.

neftegaz.ru

Джанкойское месторождение нефти на уровне Саудовской Аравии

 

Согласитесь, приятно осозновать, насколько ты был прав, объясняя такую избирательность правящей российской элиты в деле возврата исконно российских земель. Еще только разгоралась зарево войны над Донбассом, когда, проанализировав конкретные действия российских властей в Крыму, Осетии, Абхазии и Новороссии, пришёл к выводу, что столь оперативные, согласованные и напористые действия в Крыму, с одновременным "ни рыба-ни мясо" в других регионах бывшей Украины, можно объяснить только чем-то очень заманчивым для российского ТЭК, который в то время в РФ полностью "заказывал музыку"

Среди всех регионов страны 404, Крым выделялся только одним активом, которого не было у соседей - Черноморнефтегаз, который я посчитал основным и главным интересом, двигающим государственными мужами России. Тогда оговорился и сейчас повторю  - мне вообщем то всё равно, что является главной причиной возвращения Крыма в Россиию. Главное, что это произошло и справедливость восторжествовала. Искренне жалею жителей Донбасса, были бы там такие месторождения, был бы и другой сценарий (какой - смотри например Сирия - 1й сезон)

А тезис "Черноморнефтегаз, как главная причина возвращения Крыма в Россию" на этой неделе повторили "наши османские партнеры", разболтав информацию, которая, наверняка, была известна еще на заре Майдана:

  "Джанкойское месторождение нефти, разрабатываемое Россией, может поставить Крым на один уровень с Саудовской Аравией. По предварительным оценкам международных специалистов, запасы нефти в этом районе оцениваются в 7,5- 11 млрд тонн нефти, что делает Крымский полуостров маленькой Саудовской Аравией. И это не считая огромных ресурсов сопровождающего газа. Причем глубина залегания нефти не очень высока, что несомненно будет являтся причиной ее чрезвычайно низкой себестоимости." - передает турецкое государственное радиоиздание Türkiye'nin Sesi Radyosu ("Голос Турции").

"Ранее считалось, что Джанкойское месторождение не имеет столь крупных запасов энергоресурсов, однако проведенные геофизические работы показали невероятный результат - обширный нефтеносный слой простирается от Стрелковского до Задорненского месторождений Крыма, причем работы по определению точных границ крымского нефтяного "подземного моря" еще ведутся. Россия пытается тщательно скрывать результаты своего открытия, засекречивая все данные по проводимым работам, однако трудно утаить столь крупные успехи, достигнутые в Крыму, которые могут в значительной мере повлиять на мировые цены нефтяного рынка"

Многое объясняет эта информация, не правда ли? В том числе "незабудем-непростим" в исполнении "наших западных партнеров". Конечно не забудут. Конечно не простят. А у вас часто прямо из под носа уводили такие активы, которые вы уже мысленно приватизировали и поделили? Вот и мучаются болезные...

А жителей Донбасса всё равно жалко... На них правильных месторождений не хватило...

 

Понравился наш сайт? Присоединяйтесь или подпишитесь (на почту будут приходить уведомления о новых темах) на наш канал в МирТесен!

zagopod.com