Крапивинское:Kак живет одно из главных месторождений компании «Томскнефть». Крапивинское месторождение нефти


Крапивинское месторождение: информация и карта

Крапивинское месторождение на карте

Крапивинское месторождение находится в Томской области на территории Каргасокского района. Расстояние до столицы региона Томска - около 600 километров, а ближайший населенный пункт Каргаск расположен в 150 километрах. Кроме жителей Томской области, на выработке трудится много омичей.

Это объясняется тем, что Крапивинское месторождении на карте расположено сразу в двух регионах. Оно разделено на восточное томское и западное омское.

Интересно, что передвигаются между объектами нефтяники Крапивинского месторождения только на автомобилях. Ходить пешком запрещено и небезопасно. В местных таежных лесах водится очень много медведей. Они не редко забредают в гости к вахтовикам. Непрошенные гости могут не только нанести вред оборудованию, но и напасть на людей.

Крапивинское месторождение: общие сведения

Крапивинское нефтяное месторождение находится среди лесов и болот на Крапивинском локальном поднятии. Это самое большое поднятие Каймысовского свода. Объемы добычи Крапивинского месторождения считаются средними. А его запасы эксперты оценивают почти в 37 миллионов тонн.

Крапивинское месторождение

На Крапивинском месторождении добыча идет из четырех наиболее нефтеносных пластов. Самый нефтеносный из них – северо-западный купол. Он дает наиболее чистый и качественный продукт. Скважины здесь имеют глубину от 2 километров 500 метров до 2 километров 791 метра. Некоторые разработки восточной части превышают 3 километра.

Западная часть Крапивинского нефтяного месторождения была открыта в 1984году. Нефтеносные пласты удалось обнаружить после достаточно глубокого разведывательного бурения. Так же здесь провели изучение строения земных пластов на площадках скважин. На Крапивинском месторождении выработка ведется нижнее-средне-верхнеюрских образований.

Освоение восточной части Крапивинского месторождения ведется с 1997 года. Первые скважины заработали здесь только в июне 2001года. Тогда Омская область вошла в список нефтеносных регионов России.

Чтобы постоянно поддерживать необходимые объемы Крапивинского месторождения, необходимо бурить новые скважины. Сегодня компания «Томскнефть» планирует к 2018 году построить всего семь кустов. А это более 50 скважин.

Некоторые скважины Крапивинского нефтяного месторождения здесь имеют нестандартную структуру. Из-за геологических особенностей бурение ведут сначала вертикально, а потом скважину уводят вбок и прокладывают внутри пласта.

Крапивинское месторождение: особенности

На Крапивинском месторождении добычу ведут сразу несколько крупных компаний. На северо-востоке в Томской области работает компания «Томскнефть». А на юго-западе «Газпромнефть».

В освоение месторождения была вложена достаточно крупная сумма. Восточное Крапивинское месторождение «Томскнефть» и вовсе осваивала в период кризиса и низкой стоимости сырья. Тогда часть аналитиков считала, что затраты на строительство скважин будут окупаться долго или вовсе никогда не окупятся. Ведь территория на границе Омской и Томской областей – это сплошная тайга и болота. Вести здесь работы было крайне сложно и дорого.

Однако первые добычи совпали с резким ростом стоимости нефти и вложенные в освоение Крапивинского нефтяного месторождения средства «Томскнефть» смогла вернуть за год.

Стоит отметить, что главной особенностью Крапивинского месторождения является – труднодоступность. Когда шло освоение месторождения, доставка грузов к объектам была возможна только по зимникам. В итоге работы шли медленно и зависели от погодных условий. Только в 2010 году Крапивинское месторождение связали с Игольско-Таловым месторождением всепогодной дорогой.

Крапивинское месторождение: социальная структура

Нефтяники ласково называют Крапивинское месторождение «Крапива». Все рабочие ведут вахтовую службу – 15 дней работают, 15 отдыхают. Для вахтовиков здесь созданы комфортные условия. Светлые и теплые спальные корпуса имеют все самое необходимое. Здесь есть даже спортивные залы. 

Крапивинское месторождение: координаты

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru

Нефтяная "крапива": как живет крупнейшее месторождение "Томскнефти"

ТОМСК, 15 мар – РИА Томск. Крапивинское месторождение ОАО "Томскнефть" ВНК – одно из передовых, на нем добывается около 20% всей нефти компании. О планах организации по развитию промысла и о работниках месторождения – в материале РИА Томск.

Крапивинское месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области, в 600 километрах от Томска и в 450 – от Стрежевого. Комфортабельное благоустроенное общежитие, спортивный зал, оснащенный современным оборудованием бытовой комплекс. Ну, и двухэтажное административное здание – вот, пожалуй, и все основные объекты вахтового поселка, в котором постоянно проживают около 450 человек.

© РИА Томск. Алена Хлестунова

Спортивный зал

Одно из передовых

© РИА Томск. Яков Андреев По словам специалистов цеха добычи "Томскнефти", Крапивинское по своим геологическим характеристикам – сложное месторождение. Нефтяные пласты здесь залегают глубоко и имеют  особое строение, поэтому скважины приходится бурить горизонтальные и очень глубокие – до 3,5 тысячи метров.

Несмотря на все технологические сложности, овчинка стоит выделки, ведь добываемая здесь нефть в большинстве своем очень хорошего качества. В ней мало отягчающих подготовку нефти примесей – парафина, серы, солей.

Как пояснил журналистам замначальника цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) №10 Сергей Тараненко, 20% всей нефти ОАО "Томскнефть" ВНК добывается именно на Крапивинском.

© РИА Томск. Алена Хлестунова

На Крапивинском месторождении ОАО "Томскнефть" ВНК

Разработка данного участка – одна из приоритетных задач компании. Только за 2015 год организация ввела в эксплуатацию здесь 11 нефтяных скважин. Еще 12 запланированы на 2016 год. До 2018 года тут появятся еще семь новых кустов, это около 50 скважин.

Всего "Томскнефть" за прошлый год ввела в эксплуатацию 148 новых нефтяных скважин на своих месторождениях. План текущего года – 177.

© РИА Томск. Алена Хлестунова

Замначальника цеха добычи нефти и газа №10 ОАО "Томскнефть" Крапивинского месторождения Сергей Тараненко

"Томскнефть" – это люди

© РИА Томск. Сергей Леваненков В 10 цехе у Тараненко работает 97 человек. Каждый, как драгоценная часть пазла – без него никуда. Любовь к нефтяному делу здесь принято передавать через поколения – в компании немало трудовых династий. Семья Сергея Величко – одна из таких.

Более 20 лет назад Сергея на работу в "Томскнефть" привел его старший брат Александр, который сейчас работает начальником смены в региональной инженерно-технической службе (РИТС) Пионерного. В "Томскнефти" работал и отец братьев. "По сути, в компанию привел нас папа, заразив своим примером. Сначала он работал сварщиком, потом оператором, потом мастером добычи", – говорит Сергей.

На предприятии работает и его жена Ирина. Она пришла в "Томскнефть" вслед за мужем. Сейчас она работает в РИТС Крапивинского месторождения. Иногда их графики не совпадают, и бывает так, что муж уже несколько дней находится на вахте, а жена еще только готовится ехать.

© РИА Томск. Алена Хлестунова

Мастер добычи на Крапивинском месторождении ОАО "Томскнефть" Сергей Величко

По словам Тараненко, средний возраст работников цеха – 35 лет. "У нас очень много молодежи, и у каждого молодого сотрудника есть свой наставник", – говорит он. В "Томскнефти" каждого молодого сотрудника компании закрепляют за опытным коллегой, у которого он учится мастерству. Кроме того, всех работников отправляют на курсы повышения квалификации и обучение.

© РИА Томск. Юлия Филоненко Ежегодно, сначала на уровне "Томскнефти", а затем и "Роснефти" сотрудники компании участвуют в конкурсе "Лучший по профессии" и постоянно подтверждают звание профессионалов – специалисты "Томскнефти" в призерах из года в год.

Компания создает надежный задел для ее потенциального роста. Причем не только на таких сравнительно молодых месторождениях, как Крапивинское, но и на тех, что находятся в эксплуатации продолжительное время, как, к примеру, промыслы Лугинецкого региона.

ОАО "Томскнефть" ВНК является владельцем 25 лицензий на добычу нефти и газа на месторождениях Томской области, семь лицензий на право пользования недрами в ХМАО-Югре. Кроме того, "Томскнефть" является агентом по разработке двух лицензионных участков ОАО "НК "Роснефть". "Томскнефтью" на паритетных началах владеют ОАО "НК "Роснефть" и ПАО "Газпром нефть".

© РИА Томск. Алена Хлестунова

Нефтепровод на Крапивинском месторождении ОАО "Томскнефть" ВНК

www.riatomsk.ru

Как живет самое медвежье месторождение области :: Томские Новости +

IMG_6523

История освоения Крапивинского нефтяного месторождения – классический пример грамотного планирования и удачных инвестиций. Оно было открыто в 1984 году, а осваивать его работники «Томск-нефти» начали в 1996–1997 годах. В то время цена на нефть была еще ниже, чем сейчас. Роста стоимости черного золота не предвиделось, и многие эксперты считали, что миллиардные инвестиции в Крапивинское месторождение будут окупаться очень долго, если вообще окупятся. Сейчас это одно из лучших месторождений «Томскнефти». А окупило оно себя уже в первые годы эксплуатации (чему, конечно, способствовали и беспримерно высокие цены на нефть в 2000-е годы).

томскнефть замена

Вопреки обстоятельствам

Крапивинское месторождение, или Крапива, как называют его нефтяники, расположено на территории Каргасокского района Томской области. 600 км от Томска, 450 км от Стрежевого, 150 км от Каргаска… Его юго-западная часть находится в Омской области (поэтому среди вахтовиков много омичей). Крапивинское месторождение считается самым медвежьим: хозяева тайги водятся тут в немалом количестве. Поэтому всем работникам строго запрещено передвигаться между объектами пешком – только на машинах.

Запасы нефти Крапивинского оцениваются в 36,5 млн тонн. Право на разработку Крапивы ОАО «Томскнефть» ВНК получило в 1994 году. Чтобы ввести в эксплуатацию месторождение, расположенное посреди тайги и болот, вдали от поселений и вахтовых поселков, нужно было вложить огромное количество ресурсов не только в бурение и обустройство, но и в инфраструктуру, в том числе в строительство дорог. Трасса от Крапивы до вахтового поселка Пионерного, давно ставшая для нефтяников дорогой жизни, строилась не один год. Поэтому долгое время завозить на месторождение людей и грузы можно было только по зимнику или по воздуху.

Нефть во второй половине 1990-х годов стоила в пределах 15–20 долларов за баррель, что было немногим выше рентабельности. И эксперты утверждали, что в ближайшее десятилетие цена на черное золото расти не будет. Тем не менее тогдашние руководители «Томскнефти» смогли изыскать необходимые ресурсы для освоения месторождения, полагая, что потребность мировой экономики в источниках энергии будет увеличиваться. И они не ошиблись.

Крапивинское месторождение было введено в эксплуатацию в 1998 году. Через два-три года нефтяные цены рванули вверх, и Крапива стала приносить стабильный доход нефтяникам, а также Томской области и всей стране в виде налогов.

IMG_6505

Оператором пойдешь?

В 2001 году было введено в эксплуатацию небольшое по запасам Двуреченское месторождение, расположенное недалеко от Крапивинского. В совокупности оба дают около 2 млн тонн нефти в год.

– На нас приходится примерно 20% от всей добычи «Томскнефти», – говорит заместитель начальника цеха добычи нефти и газа № 10 Сергей Тараненко. – По объему добычи нефти и газа наш цех находится на втором месте в компании. У нас работают 99 человек, из них 28 – инженерно-технические работники, остальные – операторы добычи. Всего мы обслуживаем 50 кустов, в каждом из них находится от 7 до 24 скважин (нефтяные, водозаборные, нагнетательные). В этом году еще два куста добавятся на Крапивинском месторождении, один – на Двуреченском. Сейчас ведутся работы по вводу в строй куста № 1 Моисеевского месторождения.

Сергей Тараненко подчеркивает, что главная ценность компании – люди, их профессионализм и самоотдача. Подтверждением этого является его собственная биография, довольно типичная для многих томских нефтяников. После школы он попытался поступить на факультет иностранных языков Томского педагогического института, но завалил сочинение. Пошел в армию. В 1994 году вернулся на гражданку и обнаружил, что найти работу, тем более с приличной зарплатой, очень трудно.

– В Каргаске мужики сказали: езжай в Стрежевой, может, там что найдешь, – вспоминает Сергей. – Я приехал, походил по конторам, в одной из них мне предложили: пойдешь работать оператором? Я не знал, что это за специальность, но сказал, что пойду. Так я начал работать в «Томскнефти» оператором добычи нефти и газа.

Довольно быстро Тараненко стал одним из лучших в своем деле. В 1999 году он выиграл конкурс профессионального мастерства и был назначен мастером добычи. В 2002 году – перевод на Крапивинское месторождение и назначение технологом. Потом – ведущим технологом. Четыре года назад стал заместителем начальника цеха. Без отрыва от работы Сергей получил высшее образование по профильной специальности в ТПУ.

Конкурсы профессионального мастерства – часть системы кад-ровой подготовки «Томскнефти». Ее суть в том, чтобы у всех работников был стимул и возможность развиваться и постоянно двигаться вперед. Эта система все время совершенствуется. В какой-то момент была введена процедура наставничества: новичок закрепляется за опытным специалистом, который на практике учит его азам профессии.

IMG_6013-Тараненко– Раньше молодой работник мог пять лет находиться на одном месте, оставаясь на все том же уровне. Сейчас мы не даем ему сидеть просто так, – рассказывает Сергей Тараненко. – Мы постоянно его учим, стремимся, чтобы каждый сотрудник повышал свой профессионализм. Сейчас все очень быстро меняется, в том числе технологии и приемы работы. Поэтому нефтяники должны уметь быстро осваивать все нововведения.

Правда, для самого Тараненко повышение уровня профессионализма его подчиненных оборачивается кадровыми потерями: все работники его цеха, победившие в профессиональных конкурсах, ушли на повышение в другие подразделения компании. Как когда-то и сам Сергей.

нефть

Как все начиналось

Несмотря на динамичное развитие нефтяной отрасли, в ней очень сильны традиции. В

«Томскнефти» много рабочих династий. Люди не только сами прикипают к профессии нефтяника душой, но и заражают этой тягой родных и близких. Есть представители таких династий и на Крапиве. Например, Зензины, Величко…

О последних можно рассказывать долго. Мастер добычи Сергей Величко работает на Крапивинском месторождении с самого начала, он один из немногих старожилов. Его жена Ирина трудится тут же оператором пульта управления. В «Томскнефть» Сергей пришел в 1992 году вслед за своим старшим братом Александром, который сейчас работает начальником смены в региональной инженерно-технической службе в вахтовом поселке Пионерном. А основателем династии нефтяников был их отец: он прошел путь от сварщика до мастера добычи нефти и газа. Именно он и привел своих сыновей в профессию.

– Вначале тут, кроме грязи, ничего не было, – вспоминает Сергей Величко свое первое знакомство с Крапивинским месторождением. – В этой грязи стояли два балка (вагон-бытовка для жилья. – Прим. ред.) и была оборудована вертолетная площадка. Нас было всего несколько человек: два оператора, мастер и начальник участка. Ни геологов, ни технологов – никого тогда еще не было, все потом пришли. Но при этом оборудование по добыче нефти уже тогда использовали самое современное.

Сейчас Сергей Величко отвечает за работу 15 кустов, состоящих из 170 добывающих скважин, в его подчинении находятся десять операторов. Несмотря на огромный опыт и звание старожила, к новичкам он относится серьезно, без этакой небрежной снисходительности. По его словам, молодые приходят работать с лучшими теоретическими знаниями, чем раньше, да и амбиций у них побольше. Ну а практика дело наживное. Сергей и его коллеги как наставники постоянно передают свой опыт молодежи.

Семья Величко, как и все нефтяники на Крапиве, работает вахтовым методом: 15 суток в месяц трудятся по 12 часов в день на месторождении, потом 15 суток живут дома (в Юрге Кемеровской области). Иногда их графики не совпадают, и бывает так, что муж уже несколько дней находится на вахте, а жена еще отдыхает дома.

Многим нравится такой график – 15 через 15. Это, например, дает возможность несколько раз в год ездить отдыхать за границу или в другие регионы России. Особенно турпоездками увлекается молодежь – те, кто еще не завел семью.

Особенности болотного бурения

Текущий объем добычи на Крапивинском месторождении поддерживается благодаря бурению новых скважин. До 2018 года запланировано построить семь кустов. В совокупности это около полусотни скважин.

Первая буровая установка в этом году начала работать на кусте № 24. Конкурс на буровые работы выиграло АО «Нижневартовскбурнефть». По плану бурение должно было начаться 25 февраля, однако в реальности оно стартовало на неделю раньше. Работу буровиков от имени ОАО «Томскнефть» ВНК контролирует волгоградская компания ООО «Инко-Сервис». Она также выиграла соответствующий конкурс.

– Мы представляем сервисные услуги по сопровождению строительства скважин при бурении, – объясняет сотрудник волгоградской компании Сергей Кокин, должность которого звучит красиво, но непонятно – супервайзер. Его функции заключаются в том, чтобы контролировать правильность бурения скважин согласно планам заказчика. – На этом кусте планируется пробурить семь скважин глубиной в среднем 3,6 тыс. метров каждая. Сейчас бурится первая, ее глубина составит 3,9 тыс. метров с отходом от устья скважины 1 700 метров.

Отход от устья означает, что на последнем этапе бурения наклонно направленная скважина уйдет вбок и будет проложена горизонтально. Так же и с остальными скважинами этого куста. Это связано с геологическими особенностями.

– Тут всюду болото, – поясняет Сергей Кокин. – Далеко не везде можно поставить буровую установку. Проще и дешевле один раз найти подходящее место, отсыпать его, поставить буровую и оттуда попасть в нужные пласты.

Глубина первой скважины достигает сейчас около 3 942 метра, по графику на бурение должно уйти 35 суток.

Штучная специальность

Из-за мощного и ровного гудения разговаривать вблизи буровой установки трудно, люди еле слышат друг друга. Часть пространства, примыкающая к выш-ке, полностью закрыта со всех сторон. Там работают механизмы по выгребанию породы и прочему обслуживанию установки. Находиться в этом пространстве небезопасно, поэтому посторонних людей буровики туда не допускают.

Сама установка столь громоздка, что сразу возникает вопрос о том, как ее вообще удалось сюда доставить.

– Буровая установка отечественная, производства Уралмаша. Она полностью разбирается и собирается, – объяснил начальник буровой Ахат Файзулин. – Чтобы перевезти все детали, требуется примерно 120 больших грузовиков. На самой буровой сейчас работают 15 человек. Плюс сотрудники других подрядных организаций – телеметристы, растворщики и прочие специалисты, необходимые для сопровождения бурения и обустройства скважин.

Ахат Файзулин – один из самых опытных буровиков Нижневартовска. В прошлом году он отметил личный юбилей – 30 лет работы в нефтяном бурении. Он бурил почти на всех месторождениях Севера. Но на Крапивинском месторождении работает в первый раз, хотя для «Томскнефти» его бригада пробурила уже немало скважин.

Работников в свою бригаду Файзулин отбирает придирчиво, так как считает, что буровики –штучные специалисты. Тем более для слаженной работы бригады требуется не только высокий профессионализм, но и полное взаимопонимание. Поэтому коллектив у Файзулина сплоченный и стабильный. Самый молодой член бригады работает в ней уже три года.

Сергей Кокин признается, что во время сопровождения строительства скважин ему порой приходится отчитывать подрядчиков, когда они нарушают правила, график или что-то делают некачественно. Но на этой буровой все подходят к делу ответственно, профессионально.

Сергей Тараненко, регулярно наблюдающий за ходом дел на 24-м кусте (здешние скважины предстоит обслуживать его цеху), работой подрядчиков тоже доволен. По его словам, за показатели можно не беспокоиться: новые скважины вступят в дело вовремя и пополнят общую добычу «Томскнефти» своей долей черного золота».

Томск – Каргасокский район – Томск

Также читайте

tomsk-novosti.ru

Крапивинское:Kак живет одно из главных месторождений компании «Томскнефть» - Как это работает

15 марта 2016 / Партнерский материал / Фото: Данил Шостак

Крапивинское — одно из ключевых месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК. Его эксплуатация ведется с 1998 года, и до сих пор оно не утратило своей значимости — в суммарном объёме нефтедобычи предприятия доля «Крапивы» сегодня - порядка 20%.

Среди первых

Крапивинское месторождение расположено на территории Каргасокского района, в 600 км от Томска — и это самое отдаленное месторождение «Томскнефти». Его эксплуатацией занимаются специалисты цеха добычи нефти и газа №10 (ЦДНГ-10). В год цех обеспечивает добычу около 2 млн тонн нефти, причем 78% от этого объема дает именно Крапивинское месторождение.

По уровню извлекаемых запасов Крапивинское считается средним месторождением, а по геологическому строению относится к группе сложных.

— От строения месторождения зависит сложность добычи нефти, — рассказывает Сергей Тараненко, заместитель начальника ЦДНГ-10. — Здесь приходится бурить очень глубокие скважины, до 3,5 км — представьте себе какие нужны трубы и насосы, чтобы спустить их на такую глубину, вывести на режим, обеспечить стабильную работу и необходимый ремонт. Это сложно. Но на «Крапиве» хорошая нефть: мало примесей, парафинов, солей, серы, это значительно облегчает добычу и эксплуатацию, обводненность составляет около 80%.

Сегодня на Крапивинском насчитывается порядка 400 действующих скважин. Именно Крапивинское стало первым месторождением, освоение которого «Томскнефть» ведет по интегрированному проекту, разработанному ОАО «ТомскНИПИнефть». Проект предусматривает создание единой модели месторождения, которая учитывает не только характеристики пластов, скважин, уточненных запасов, но и полностью обустройство всего месторождения.

— Работа всегда ведется поэтапно, — отмечает Сергей Тараненко. — Сначала мы работали по проекту пробной эксплуатации Крапивинского, потом стартовал проект эксплуатации юго-западной части месторождения; с 2001 года ввели технологическую схему разработки Крапивинского. В 2004 и 2006 годах проводился анализ разработки Крапивинского, по итогам которого было сделано дополнение к технологической схеме разработки месторождения в пределах лицензионного участка. А сейчас мы работаем согласно интегрированному проекту.

Только за прошлый год в эксплуатацию на Крапивинском ввели 11 нефтяных скважин, задача ЦДНГ-10 на 2016 год — обеспечить бурение еще 12 новых.

— До 2018 года мы должны пробурить порядка 50 новых скважин в пределах 7 кустов. И это только нефтяных, — говорит Сергей Тараненко. — Мы можем сохранить свой объем добычи не только за счет бурения, стараемся поддерживать и проводить геолого-технологические мероприятия. Пока все идет по графику, у нас есть план, и мы его выполняем.

Реализация программы геолого-технических мероприятий (ГТМ) ОАО «Томскнефть» в 2015 году обеспечила добычу дополнительно более 1 млн тонн нефти. В числе основных мероприятий — бурение новых скважин, операции гидроразрыва пласта (ГРП), зарезка боковых стволов, вывод скважин из бездействия и другие.

Больше лучших

Сегодня в ЦДНГ-10, насчитывает около 100 человек, в одну вахту трудятся почти 50 специалистов из разных городов. Например, Сергей Тараненко работает в ОАО "Томскнефть" ВНК с 1994 года, и за эти годы прошел путь от оператора по добыче до заместителя начальника цеха:

— Я сам из Каргаска, приехал поступать в Томск, хотел пойти на английский язык в педагогический институт, но не получилось. Пошел в армию, а когда пришел, был 1994 год — сами понимаете какое было время. Мне посоветовали податься на север, в Стрежевой. Я приехал, походил по конторам, мне предложили поработать оператором добычи, а я тогда даже не знал, что это такое. Но молодой, амбициозный был — пошел, — рассказывает Сергей. — Отработал оператором, выиграл конкурс «Лучший по профессии» на уровне операторов — это было в 1999 году. Потом год отработал мастером на Первомайском месторождении. Сюда, на Крапивинское в 2002 году, пришел уже технологом, потом стал ведущим технологом и вот уже три года как я работаю замначальника цеха.

Подобных историй в ЦДНГ-10 можно услышать много. Мастер добычи Сергей Величко тоже пришел в нефтяную отрасль после армии, больше 20 лет назад. Сюда, на север, его вместе с братом привез отец:

— С 1992 года, сразу после армии, я работал на Пионерном, потом старший брат перевелся сюда первым мастером добычи и меня забрал. Когда я на Крапивинское впервые приехал, здесь почти ничего и не было — пара балков, вертолетка, да грязь. Нас было всего два оператора, мастер и начальник участка — ни геологов, ни технологов, как сейчас.

Сегодня здесь же, на Крапивинском, в региональной инженерно-технологической службе (РИТС), работает жена Сергея — на вахту они приезжают почти одновременно. Но, смеется мастер, дома о работе стараются не разговаривать. Старший брат Сергея сейчас — начальник смены РИТС на Пионерном.

— Конечно, за столько лет здесь многое изменилось, особенно быт. Сейчас и общежитие есть, и великолепный спортзал, тепло, сухо — что сравнивать. Спортом я занимаюсь с малых лет и до сих пор — футболом, волейболом, в соревнованиях постоянно участвуем. В конкурсе «Лучший по профессии» в 2013 году был признан лучшим среди мастеров управления добычи нефти и газа.

Среди работников ЦДНГ-10 немало «лучших»: Заместитель начальника ЦДНГ-10 Николай Михайлович Леонович в прошлом году получил звание заслуженного нефтяника. Оператор добычи Александр Рогожкин — настоящий ветеран своего дела, самый старший из работников цеха. В цехе за ним давно закрепилось звание лучшего наставника: именно ему стараются «подкидывать» молодежь, которая приходит на Крапивинское набираться опыта.

Сегодня средний возраст работников ЦДНГ-10 — 35 лет, молодых специалистов с каждым годом все больше. В «Томскнефти» все большее развитие получает Институт наставничества. За каждым молодым специалистом закрепляется наставник, составляется план развития и действия по его обучению, ведется отчетность.

— Результат работы этой системы налицо, — отмечает Сергей Тараненко. — Если к нам приходит молодой специалист, мы обязаны научить его всему необходимому — это же наш резерв, наша смена. У нас есть и курсы повышения квалификации, тренинги — и по работе с персоналом и по специальности. Постоянный профессиональный рост необходим любому работнику.

Текст: Анна Мацковская

Фото: Данил Шостак

obzor.westsib.ru

Крапивинское месторождение

•В тектоническом плане приурочено к двум структурам III порядка–Крапивинской и Западно-Крапивинской, осложняющим юго-западную часть Моисеевского куполовидного поднятия, расположенного в южной части Каймысовского свода.

•Поисковое бурение на площади было начатов 1969 г. Скважины первооткрывательницы, согласно антиклинальной теории, были заложены в наиболее приподнятой присводовой части структуры. Выявлены епесчаные пласты горизонта Ю1 дали низкодебитные, непромышленные притоки нефти с пластовой водой

•Возобновление буренияв 1984г привело к открытию Крапивинского нефтяного месторождения.

Комплекс пород верхнее юрского возраста, выделяемый в объеме верхневасюганской подсвиты(горизонтЮ1) , является основным объектом разработки.

•Для него характерно сложное геологическое строение, выражающееся в значительной пространственной неоднородности продуктивных пластов и большой степени изменчивости фильтрационно-емкостных свойств песчаных резервуаров.

•Общая мощность горизонта по площади варьирует в пределах от 20 –30 м, эффективная–15 –24 м.

•Внутри пласта Ю1 выделяются пласты Ю11 (над угольная толща), Ю12(межугольная толща) и Ю13(под угольная толща) –основной продуктивный горизонт.

Пласт Ю13 имеет покровный характер развития и прослеживается на обширной территории юго-восточнойчасти Западно-Сибирской плиты.

•По своей гранулометрической структуре он относится к песчаникам регрессивного типа, где отмечается закономерное увеличение зернистости обломочного материала от подошвы резервуара к его кровле.

•Для пласта характерна значительная дифференциация проницаемости по разрезу–при общей тенденции улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу для близлежащих интервалов отбора керна значения проницаемости могут отличася в десятки и даже сотни раз.

В результате пробной эксплуатации в 32 скважинах отмечено, что пласт Ю13 наиболее продуктивен в своей верхней части (индексируемой как пачка Ю13а).

•Зона наибольшей продуктивности выделена лишь в пределах северной части месторождения

Особенностями геологического строения залежей нефти пласта Ю1 Крапивинского месторождения являются:

-локальное их распределение в пределах латерально развитого (покровного) коллектора;

-значительная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств резервуара по разрезу и площади нефтеносных зон;

-резкое изменение по площади гипсометрического положения ВНК.

•Для объяснений существующих различий в отметках ВНК по выделяемым залежам предлагались дизъюктивно-блоковые, гидродинамические, «каппилярные» и литологические модели предполагающие различный генезис барьеров.

В настоящее время, технологическая схема разработки Крапивинского месторождения основана на литологической модели основного продуктивного пласта Ю13.

Считается, что в строении резервуара пласта Ю13 можно выделить три области

В северной части месторождения предполагается полосовидное чередование зон высоко-(нефтеносного) и низкопродуктивного(водоносного) коллектора, формирование которого было связано с системой баровых построек выдвигающегося дельтового комплекса.

С запада на восток проницаемость снижается от сотен и тысяч до десятков и единиц миллидарси

Продуктивны русловые и баровые отложения(Ю1)

13.Новопортовское.

На 2 км. до юрском основании.

1. залеж в карбонатах палеозоя(рифт или вторичный)

2.тюменка морская

3.юра3 не очень продуктивна.

4. ахская(неоком)-новопортовская свита-основная.

Здесь эти пласты то ли выклиниваются то ли срезаются,но рядом ее нет.

5.апт,Альб-сеноман-покурская свита,танопченская-апт,хантымансийская-сеноман.

Дата добавления: 2015-08-09; просмотров: 280 | Нарушение авторских прав

mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.013 сек.)

mybiblioteka.su

Диссертация на тему «Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти» автореферат по специальности ВАК 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

1. Алексеев В.П. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Евразии) / В.П. Алексеев Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007 - 209 с.

2. Алексеев В.П. Литология: учеб. пособие / В.П. Алексеев. Екатеринбург: Изд-во УГГА, 2001.-249 с.

3. Атлас текстур и структур осадочных горных пород. 4.1 : Обломочные и глинистые породы / Дмитриева Е.В., Ершова Г.И., Орешникова Е.И.; науч. ред. A.B. Хабаков. М., 1962.-578 с.

4. Баженов В.А. Рассеянное оруденение в осадочных породах Западно-Сибирской плиты /

5. B.А. Баженов, В.В. Казарбин, Н.М. Недоливко // Геология и геофизика. 1993 - №3 —1. C.133-136.

6. Барабошкин Е.Ю. Конденсированные разрезы: терминология, типы, условия образования // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4 : Геология. 2009. - № 3. - С. 13-20.

7. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные коллектора) / Е.Ю. Барабошкин. — Томск, ЦППС НД ТПУ, Томский политехнический университет, 2005. — 155 е., рис., табл., прил.

8. Белозёров В.Б. Палеогеографические особенности формирования нефтеносных пластов васюганской свиты Западной Сибири // Известия Томского политехнического ун-та.-2008.- Т.311- № 1. С.67-72.

9. Биккенин В.Т. Критический обзор генетических диаграмм в гранулометрии / В.Т. Бик-кенин, Г.Ф. Рожков // Литология и полезные ископаемые. 1982- №6 - С.3-14.

10. Большаков Ю.Я. Капиллярно-экранированные залежи нефти и газа / Ю.Я.Болыпаков.-Новосибирск: Наука, сиб. отд-ние, 1989. 128 с.

11. Бондаренко Б.В. О взаимосвязях эпигенетического пирита с аномалиями вызванной поляризации и залежами нефти Приютского прогиба / Б.В. Бондаренко, В.Л. Тюменцев // Геохимические методы поиска месторождений нефти и газа. М.: Наука, 1983. - С.177-179.

12. Ботвинкина Л.Н. Слоистость осадочных пород / Л.Н. Ботвинкина М.: Изд-во АН СССР, 1962. - Вып. 59.- 542 с.

13. Ботвинкина Л.Н. Методическое руководство по изучению слоистости // Труды геологического ин-та АН СССР. М.: Изд-во «Наука», 1965 - Вып. 119 - 260 с.

14. Вакуленко Л.Г., Предтеченская Е.А., Чернова Л.С. Опыт применения гранулометрического анализа для реконструкций условий формирования песчаников продуктивных пластов васюганского горизонта (Западная Сибирь) // Литосфера, 2003, №3, с.99-108.

15. Вассоевич Н.Б. Литология и нефтегазоносность: избр. тр./ Н.Б.Вассоевич М.: Наука, 1990.-264 с.

16. Вистелиус А.Б. Структурные диаграммы / А.Б.Вистелиус. M.; JL: Изд-во АН СССР, 1958.- 158 с.

17. Гареев Э.З. Основные петрохимические особенности особенности и условия образования аркозовых комплексов рифея и венда Южного Урала / Э.З.Гареев А.В.Маслов // Литология и полезные ископаемые. — 1992 — №3. — С.50-61.

18. Гарипов О.М.Исследование вторичных изменений коллекторов залежей Красноленин-ского свода и совершенствование их разработки (на примере Талинского месторождения): автореф. канд. геол.-минерал.наук: 25.00.12 / О.М. Гарипов. — Тюмень, 1997. -23 с.

19. Геология нефти и газа Западной Сибири / А. Э. Конторович и др. М.: Наука, 1975. -680 с.

20. Гзовский М.В. Основы тектонофизики / М.В. Гзовскпй. -М.:Наука. 1975. -536 с.

21. Гриффите Дж. Научные методы исследования осадочных пород: пер. с англ. / Дж. Гриффите. М.: Мир, 1971.-422 с.

22. Гудкова P.M. Окисление Н-алканов С14-С17 микроорганизмами / Тр. ВНИГРИ: Геохимические исследования нефтей- JI.: Недра, 1973. С.70-75.

23. Гуськов О.И. Математические методы в геологии: сб. задач: учеб. пособие для вузов / О.И.Гуськов, П.И.Кушнарев, С.М. Таранов -М.гНедра. 1991.-205 с.

24. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазона-сьпцения горных пород / Дахнов В.Н. М.:Недра, 1985. - 310 с.

25. Девятов В.П. Особенности строения продуктивного пласта Ю|3"4 Крапивинского месторождения нефти по геологосейсмическим данным / В.П. Девятов, Берилко В.И., Фоменко В.В., Карапузов Н.И. // Вопросы геологии и палеонтологии Сибири. Томск, 1997.-С.12-18.

26. Делицин И.С. Структурообразование кварцевых пород / И.С.Делицин. М.: Наука,1985.-191 с.

27. Ежова A.B. Литология: учеб. пособие / A.B. Ежова.- Томск: Изд-во ТПУ, 2005. 353 с.

28. Ежова A.B. Применение системного анализа для расчленения и корреляции юрских терригенных разрезов на месторождениях углеводородов Томской области // Известия Томского политехнического ун-та. Томск, 2008 - Т.311.- № 1. - С.59-63.

29. Ефремова C.B. Петрохимические методы исследования горных пород: справ, пособие / C.B. Ефремова, КГ. Стафеев. М.: Недра, 1985. -511 с.

30. Жуковская Е.А.,. Влияние вторичных изменений на коллекторские свойства верхнеюрских продуктивных отложений Крапивинского месторождения / Е.А Жуковская, Г.Г. Кравченко // Известия Томского политехнического ун-та. Томск, 2010. -Т.316 - № 1 -С.93-98.

31. Казаков А.Н. Динамический анализ микроструктурных ориентировок минералов / А.Н. Казаков. Л.: Наука, 1987. - 272 с.

32. Казарбин В.В. Растворение полевых шпатов — процесс образования вторичной пористости // Проблемы геологии Сибири. — Томск:, 1996. — Т.2. С.129-130.

33. Казанский Ю.П., Об эпигенетическом монтмориллоните из мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности / Ю.П. Казанский, Г.Н.Перозио, М.Ф.Соколова // Докл. АН СССР, 1960. -Т.135. №4. - С.17-21.

34. Карцев A.A. Основы геохимии нефти и газа / A.A. Карцев 2-е изд, перераб. и доп. -М.:Недра, 1978.-279 с.

35. Катагенез и нефтегазоносность / Г.М. Парпарова и др. JL: Недра, 1981. - 240 с.

36. Кноринг Л.Д. Условия формирования пористости песчано-алевритовых пород и их выявление методом факторного анализа // Литология и полезные ископаемые. -1974 — №2. С.66-76.

37. Копелиович A.B. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы / A.B. Копе-лиович М.: Наука, 1965. - 309 с.

38. Коптяев Н.В. Геологическое строение и условия формирования месторождения нефти и газа Васюганской нефтегазоносной области: дисс.канд: / Н.В .Коптяев Томск, 1981.

39. Коссовская А.Г. Вопросы кристаллохимической и генетической классификации слюдистых минералов осадочных пород / А.Г. Коссовская, В.А. Дриц // Эпигенез и его минеральные индикаторы. М.: Наука, 1970. - Вып. 221. - С.71-95.

40. Коссовская А.Г. О специфике формирования глинистых минералов в разных фациально-климатических обстановках / А.Г. Коссовская, В.А. Дриц, Т.Н. Соколова // Эпигенез и его минеральные индикаторы.- М.: Наука, 1970. Вып. 221.- С.35-53.

41. Коссовская А.Г. К проблеме минералого-петрохимической классификации и генезиса песчаных пород / А.Г. Коссовская, М.И Тучкова // Литология и полезные ископаемые. — 1988.- №2. — С.8-24.

42. Котельников Б.Н. Реконструкция генезиса песков: гранулометрический состав и анализ эмпирических полигонов распределения / Б.Н. Котельников; под ред. В.Н.Шванова. — Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1989. — 132 с.

43. Кравченко Г.Г. Факторный анализ как метод выявления условий формирования песчаников // Студент и научно технический прогресс: материалы XXXVII международной научной студенческой конференции: Геология. Новосибирск, 1999. - С.97-98.

44. Кравченко Г.Г. Анизотропия песчаных коллекторов Крапивинского месторождения нефти (Томская область) // Структурный анализ в геологических исследованиях: материалы международного семинара и республиканской школы молодых ученых. -Томск, 1999.-С.128-129.

45. Кравченко Г.Г. Седиментологическая модель верхнеюрских продуктивных отложений Крапивинского месторождения по результатам изучения керна / Г.Г. Кравченко, Е.А. Жуковская // Известия Томского политехнического ун-та. 2010. — Т.316. — № 1. — С.80-86.

46. Кудрявцев H.A. Генезис нефти и газа // Тр. / ВНИГРИ. Д.: Недра, 1973.- Вып. 319. -216 с.

47. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах / Б.А. Лебедев. Л.: Недра, 1992. - 240 с.

48. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты: пер. с англ. / М.Р. Лидер М.: Мир. 1986.-439с., с ил.

49. Логвиненко Н.В. Петрография осадочных пород с основами методики исследования / Н.В. Логвиненко М.: Высшая школа, 1984. - 415 , 1., с рис.

50. Логвиненко Н.В. Методы определения осадочных пород / Н.В. Логвиненко, Э.И. Сергеева Л.: Недра, 1986.- 240 с.

51. Лукин А.Е. Литогенез и нефтеносность юрских терригенных отложений Среднеширот-ного Приобья / А.Е. Лукин., О.М.Гарипов // Литология и полезные ископаемые. -1994-№5. С.65-85.

52. Новое направление геолго-разведочных работ в Каймысовком нефтегазоносном районе Западной Сибири) / В.П.Мангазеев и др. // Геология нефти и газа. -1996 №3. - С.5-11.

53. Масленникова Г.В. Опыт изучения косослойчатых текстур в керне скважин в связи с поисками неструктурных ловушек нефти и газа // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири / Тр. СНИИГГИМСа. 1972.- Вып.149. - 15-23.

54. Методы палеогеографических реконструкций (при поисках залежей нефти и газа) / Гроссгейм В. А., Бескровная О. В., Геращенко И. Л. и др. -Л.: Недра, 1984.-271 с.

55. Минский H.A. Закономерности формирования поясов оптимальных коллекторов. М.: Недра, 1979.-298 с.

56. Муромцев В.А. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа / В.А. Муромцев М.: Недра, 1984. - 260 с.

57. Недоливко Н.М. Эволюция пустотно-порового пространства в зонах водо-нефтяных контактов // Известия Томского политехнического ун-та. 2010. - Т.316 - № 1.-С.99-107.

58. Нежданов А.И. Типы карбонатных конкреций и их роль в изучении нефтегазоносных формаций Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ.- 1985. -Вып.201. С.95-103.

59. Никашкин A.M. Взаимоотношение вещественного состава и макронеоднородности с промысловыми свойствами нефтяного пласта // Тр. ЗапСибНИГНИ. 1985. — Вып.201. -С.83-88.

60. Обстановки осадконакопления и фации: в 2-х т. ; пер. с англ. / под ред. Х.Рединга. М.: Мир, 1990.-Т. 1 -352 с.

61. Осадочные породы (состав, текстуры, типы разрезов) / Казанский Ю.П. и др. Новосибирск: Наука, 1990. -269 с.

62. Палеомагнитология / под ред. А.Н.Храмова. М.: Недра, 1982. -282 с.

63. Перельман А.И. Геохимия ландшафтов / А.И. Перельман. М.: Высшая школа, 1975. — 341 с.

64. Перозио Г.Н. О привносе вещества в эпигенезе // Тр. СНИИГГиМСа Вопросы литологии и географии Сибири. 1970 - Вып. 106. - С.69-73.

65. Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных пород юры и мела Западно-Сибирской низменности / Г.Н. Перозио. М., Недра, 1971.-158 с.

66. Перозио Г.Н. Метастабильные эпигенетические карбонаты в терригенных породах / Г.Н. Перозио, Н.Т. Мандрикова., Л.Ф. Малюшко // Вопросы литологии Сибири. — Новосибирск, 1973. -С.22-23.

67. Перозио Г.Н. Особенности преобразований обломочного скелета терригенных пород в эпигенезе. / Г.Н. Перозио, Е.А. Предтеченская // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. / СНИИГГИМСа. -1972.- Вып. 149. С.73-78.

68. Петтиджон Ф.Дж. Осадочные породы; пер. с англ; /под ред. д.г.-м.н. И.М.Симановича и чл. кор. АН СССР П.П.Тимофеева. -М.: Недра, 1981. -752 с.

69. Потлова М.М. К вопросу использования математических методов статистики при изучении пород-коллекторов // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. / СНИИГГИМСа,- 1972. Вып. 149.-. - С.54-61.

70. Потлова М.М. Сравнительная характеристика юрских коллекторов Шаимского, Березовского и Межовского нефтегазоносных районов // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. СНИИГГИМСа. 1972. - Вып.149.- С.32-37.

71. Предтеченская Е.А. Специфика вторичных изменений на газо-нефтяном и водо-нефтяном контактах Самотлорского месторождения // Новые данные по геологии и геофизике. Новосибирск: Изд-во НТО «Горное», 1972. - С. 15-18.

72. Предтеченская Е.А., Шиганова О.В., Фомичев А.С. Катагенетические и гидрохимические аномалии в нижне-среднеюрских нефтегазоносных отложениях Западной Сибири как индикаторы флюидодинамических процессов в зонах дизъюнктивных нарушений /

73. Е.А.Предтеченская, O.B. Шиганова, A.C. Фомичев. // Литосфера. 2009. — № 6. - С.54-65.

74. Прозорович Г.Э. Регенерация кварца и пелитизация полевых шпатов в нефтеносных и водоносных песчаниках Усть-Балыкского месторождения нефти (Западная Сибирь) / Г.Э. Прозорович, З.Л. Валюженич // Докл. АН СССР. 1966, Т.168.-№4. - С.893-895.

75. Прошляков Б.К. Литология / Б.К. Прошляков, В.Г. Кузнецов. М.: Недра, 1991. -443 е.

76. Рейнек Г.-Э. Обстановки терригенного осадконакопления / Г.Э Рейнек., И.Б. Сингх. — М.: Недра, 1981.-439 с.

77. Решения 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточнённых стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири: Новосибирск, 2003 г. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. - 114 е., прил.

78. Родыгин А.И. Микроструктурный анализ кварца / А.И.Родыгин. Томск: изд-во Том. ун-та. 1994.-216 с.

79. Родыгин А.И. Азимутальные проекции в структурной геологии /А.И. Родыгин. — Томск: изд-во Том. ун-та. 1981. 134 с.

80. Рожков Г.Ф. Дифференциация обломочного материала и гранулометрическая диаграмма а т по косвенному счету частиц // Механическая дифференциация твердого вещества на континенте и шельфе. - М.: Недра, 1978. - С.97-117.

81. Розин A.A. Преобразование состава подземных вод и пород Западно-Сибирской плиты под воздействием глубинного углекислого газа / А.А Розин, З.Я. Сердюк // Литология и полезные ископаемые. 1970. - №4. -С. 102-114.

82. Романовский С.И. Динамические режимы осадконакопления / С.И. Романовский Л.: Недра, 1985. -264 с.

83. Рухин Л.Б. Гранулометрический метод анализа песков. — Л., 1947.

84. Рухин Л.Б. Учение об осадочных породах. Л., 1961. -780 с.

85. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей / P.C. Сахибгареев. Л.: Недра, 1989. — 260 с.

86. Сахибгареев P.C. Древние водонефтяные контакты как показатели истории формирования и разрушения залежей / P.C. Сахибгареев, Л.Д. Виноградов // Докл. АН СССР. -1981 Т.257 — №2. - С. 445-448.

87. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления / Р.Ч. Селли М.: Недра, 1989. -293 с.

88. Сердюк З.Я. Биогенные текстуры в отложениях юры и нижнего мела Обь-Иртышского междуречья. / З.Я. Сердюк, С.М. Яшина // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. СНИИГГИМСа. 1972 - Вып. 149.- С.24-27.

89. Сидоренков А.И. Направление сноса терригенного материала в оксфордском веке Западной Сибири / А.И.Сидоренков, З.Л Валюженич., В.Д. Пикулевич //Тектоника Западной Сибири: сб. науч. тр.-Тюмень: изд-воЗапСибНИГНИ, 1987. —С.111-118.

90. Славкин B.C., Шик Н.С., Гусейнов A.A., Ермолова Т.Е. Прогноз развития песчаных тел в верхнеюрских отложениях Каймысовского свода // Геология нефти и газа. —1995,— №10. С.22-29.1

91. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. М.: Изд-во АН СССР, 1960. - Т. 2. -274 с.

92. Сурков B.C. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / B.C. Сурков, О.Г. Жеро. М.:Недра, 1981.-144 с.

93. Тимофеев П.П. Эволюция угленосных формаций в истории Земли / П.П. Тимофеев-М.: Наука, 2006. -204 с.

94. Ушатинский И.Н., Ясович Г.С. Верхнеюрские карбонатные конкреции и генерация карбонатов в нефтегазоносных отложениях Западной Сибири / И.Н. Ушатинский, Г.С. Ясович // Тр. ЗапСибНИГНИ 1985. - Вып.201. - С.95-103.

95. Фролов В.Т. Литология: учеб. пособие / В.Т. Фролов. М.: Изд-во МГУ, 1993. -. Кн. 2.-432 с.

96. Чепиков К.Р, Ермолова Е.П., Орлова H.A. Постседиментационные преобразования пород-коллекторов / K.P. Чепиков, Е.П. Ермолова, H.A. Орлова. -М.: Наука, 1972. 90 с.

97. Черников O.A. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии / O.A. Черников. -М.: Недра, 1981.-238 с.

98. Черников O.A. Преобразование песчано-алевритовых пород и их пористость / O.A. Черников. М.: Наука, 1969. - 120 с.

99. Чернышов А.И., Кравченко Г.Г. Петроструктурные особенности песчаных коллекторов Крапивинского месторождения (Томская область) // Вестник Томского государственного университета. 2010. — № 340 (в печати).

100. Шандыбин М.В. Роль явлений наложенного эпигенеза в формировании фильтраци-онно-емкостных свойств пород-коллекторов. // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири: материалы науч. конф. Томск: Изд-во ТГУ, 1998. - Т.2-. С.178-179.

101. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород (компонентный состав, систематика и описание минеральных видов) / В.Н. Шванов. Л.: Недра, 1987 - 267, 2. с илл.

102. Шестаков Ю.Г. Математические методы в геологии: учеб. пособие для студентов геологических специальностей / Ю.Г. Шестаков. — Красноярск: изд-во Краснояр. ун-та, 1988. -208 с.

103. Шурыгин Б.Н. Сиквенс-стратиграфическая интерпретация келловея и верхней юры. (ваеюганский горизонт) юго-востока Западной Сибири / Б.Н.Шурыгин, О.В.Пинус, Б.Л. Никитенко // Геология и геофизика. 1999. - Т.40. -№6. - С.843-862.

104. Щепеткин Ю.В. Геохимические особенности образования конкреционных тел в нефтегазоносных отложениях Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ. — 1985. Вып.201.- С.88-95.

105. Щербаков Ф.А. О механической дифференциации песчаного материала в прибрежной зоне моря / Ф.А. Щербаков, Ю.С. Долотов, Г.Ф. Рожков, М.Г. Юркевич // Механическая дифференциация твердого вещества на континенте и шельфе. М.: Недра, 1978. -С.61-73.

106. Ян П.А. Ихнофации в разрезе васюганского сиквенса (по материалам Тюменкской СГ-6) // Литосфера. -2003.- №1. С.54-63.

107. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза: учеб. пособие / О.В.Япаскурт. М.: изд-воМГУ, 1991.-142 с.

108. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ осадочного процесса // Литология и полезные ископаемые. -2008.- №4.- С. 364-376.

109. Япаскурт О.В. Особенности литогенеза докайнозойских дельтово-морских комплексов в бассейнах разных типов (север Сибири). Сообщение 1. Бассейн с близкой к компенсационной седиментацией в Колтогорско-Уренгойском прогибе / О.В. Япаскурт,

110. B.И. Горбачев, В.Л. Косоруков // Литология и полезные ископаемые. -1997 №1.1. C.36-48.

111. Анализ разработки Крапивинского нефтяного месторождения: отчет по договору с ОАО «Томскнефть»/ ОАО ТомскНИПИнефть ВНК; отв. исполн. М.В. Панков. Томск, 2004.-С. 425.

112. Выявление типоморфных и структурных особенностей минералов осадочных пород с целью разработки методов определения их генезиса: отчет о НИР (заключительный) / Тема 122-1/71; отв. исполн. Г.Н. Перозио, Н.Т. Мандрикова.- Новосибирск, 1982.

113. Геологическое моделирование Крапивинского месторождения с применением компьютерных технологий: отчет о НИР / ОАО ТомскНИПИнефть ВНК; отв. исполн. Э.С Крец. -Томск, 1997.

114. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юго-западной части Каймы-совского свода и прилегающих территорий: отчет о проведении работ с/п №4.5,7/89-90 / ТГТ; отв. исполн. Г.И Берлин. Колпашево, 1992.

115. Годовые отчеты о геологических результатах работ за 1984-1999 гг. / ПГО Томскнефте-газгеология. Томск, 1985-2000.

116. Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации Крапивинского месторождения: отчет о НИР / ОАО ТомскНИПИнефть ВНК. Томск, 1996.

117. Исследование влияния процессов наложенного эпигенеза на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов юрских отложений юго-восточной части Западной Сибири: отчёт о НИР по теме 2-29/95 /; отв. исполн. Н.Ф. Столбова. Томск, 1996.

118. Комплексное литолого-петрографическое исследование низкоомных нефтеносных коллекторов/ Н.М.Недоливко, A.B. Ежова. Томск, 1997. -Тема 2-36/96.

119. Литолого-стратиграфическая и минералого-геохимическая интерпретация сейсмических аномалий в нижней части чехла и палеозойском фундаменте (Томская область): отчет о НИР / ТПУ; отв. исп. Н.Ф. Столбова.- Томск, 2001. ГР №35-97-10.

120. Отчет о результатах глубокого бурения на Моисеевской и Крапивинской площадях. Моисеевская и Крапивинская площади ПГО /Томскнефтегазгеология; отв. исполн. С.М. Фузеев. Томск, 1972.

121. Оценка возможностей магниторазведки при поисках углеводородов в неантиклинальных ловушках (Крапивинское и Колотушное месторождения): отчет о НИР / ТПУ; отв. исполн В.П. Меркулов. Томск, 1996.17

www.dissercat.com

Как живет крупнейшее месторождение "Томскнефти" :: Бензин и горюче-смазочные материалы.

Как живет крупнейшее месторождение "Томскнефти"

Крапивинское месторождение ОАО "Томскнефть" ВНК – одно из передовых, на нем добывается около 20% всей нефти компании. О планах организации по развитию промысла и о работниках месторождения – в материале РИА Томск.

Крапивинское месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области, в 600 километрах от Томска и в 450 – от Стрежевого. Комфортабельное благоустроенное общежитие, спортивный зал, оснащенный современным оборудованием бытовой комплекс. Ну, и двухэтажное административное здание – вот, пожалуй, и все основные объекты вахтового поселка, в котором постоянно проживают около 450 человек.

Одно из передовых

По словам специалистов цеха добычи "Томскнефти", Крапивинское по своим геологическим характеристикам – сложное месторождение. Нефтяные пласты здесь залегают глубоко и имеют особое строение, поэтому скважины приходится бурить горизонтальные и очень глубокие – до 3,5 тысячи метров.

Несмотря на все технологические сложности, овчинка стоит выделки, ведь добываемая здесь нефть в большинстве своем очень хорошего качества. В ней мало отягчающих подготовку нефти примесей – парафина, серы, солей.

Как пояснил журналистам замначальника цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) №10 Сергей Тараненко, 20% всей нефти ОАО "Томскнефть" ВНК добывается именно на Крапивинском.

Разработка данного участка – одна из приоритетных задач компании. Только за 2015 год организация ввела в эксплуатацию здесь 11 нефтяных скважин. Еще 12 запланированы на 2016 год. До 2018 года тут появятся еще семь новых кустов, это около 50 скважин.

Всего "Томскнефть" за прошлый год ввела в эксплуатацию 148 новых нефтяных скважин на своих месторождениях. План текущего года – 177.

"Томскнефть" – это люди

В 10 цехе у Тараненко работает 97 человек. Каждый, как драгоценная часть пазла – без него никуда. Любовь к нефтяному делу здесь принято передавать через поколения – в компании немало трудовых династий. Семья Сергея Величко – одна из таких.

Более 20 лет назад Сергея на работу в "Томскнефть" привел его старший брат Александр, который сейчас работает начальником смены в региональной инженерно-технической службе (РИТС) Пионерного. В "Томскнефти" работал и отец братьев. "По сути, в компанию привел нас папа, заразив своим примером. Сначала он работал сварщиком, потом оператором, потом мастером добычи", – говорит Сергей.

На предприятии работает и его жена Ирина. Она пришла в "Томскнефть" вслед за мужем. Сейчас она работает в РИТС Крапивинского месторождения. Иногда их графики не совпадают, и бывает так, что муж уже несколько дней находится на вахте, а жена еще только готовится ехать.

По словам Тараненко, средний возраст работников цеха – 35 лет. "У нас очень много молодежи, и у каждого молодого сотрудника есть свой наставник", – говорит он. В "Томскнефти" каждого молодого сотрудника компании закрепляют за опытным коллегой, у которого он учится мастерству. Кроме того, всех работников отправляют на курсы повышения квалификации и обучение.

Ежегодно, сначала на уровне "Томскнефти", а затем и "Роснефти" сотрудники компании участвуют в конкурсе "Лучший по профессии" и постоянно подтверждают звание профессионалов – специалисты "Томскнефти" в призерах из года в год.

Компания создает надежный задел для ее потенциального роста. Причем не только на таких сравнительно молодых месторождениях, как Крапивинское, но и на тех, что находятся в эксплуатации продолжительное время, как, к примеру, промыслы Лугинецкого региона.

ОАО "Томскнефть" ВНК является владельцем 25 лицензий на добычу нефти и газа на месторождениях Томской области, семь лицензий на право пользования недрами в ХМАО-Югре. Кроме того, "Томскнефть" является агентом по разработке двух лицензионных участков ОАО "НК "Роснефть". "Томскнефтью" на паритетных началах владеют ОАО "НК "Роснефть" и ПАО "Газпром нефть".

www.benzol.ru