Брент (нефтяное месторождение). Красное месторождение нефти


Красно-Октябрьское месторождение нефти | Научно-Техническая Компания ЗаВеТ-ГЕО

Красно-Октябрьское месторождение нефти.

 На Красно-Октябрьском месторождении нефти работы проводились в 2001. Площадь работ расположена в Западном Закамье на левобережье среднего течения реки Шешмы. Ландшафт местности представляет собой сравнительно невысокое плато, слабо расчлененное овражной сетью. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 77 м в поймах ручьев до 152 м на водоразделах. На площади работ расположены населенные пункты Новопоселенная Лебедка и отделение № 2 совхоза Красный Октябрь. Между собой они связаны грунтовыми дорогами. Площадь бедна лесами, основная часть района занята сельскохозяйственными угодьями, разделенными лесозащитными полосами.Красно-Октябрьское месторождение открыто в результате глубокого поискового бурения, которое проводится с 1953 года. Это месторождение многопластовое, залежи нефти здесь приурочены к локальным поднятиям и установлены в отложениях среднего и нижнего карбона и в терригенных образованиях верхнего девона. Нефтяные залежи среднего карбона связаны с карбонатными коллекторами башкирского яруса, верейского и каширского горизонта московского яруса. Нефтяные залежи нижнего карбона приурочены к пористо-проницаемым известнякам турнейского яруса, а также к песчано-алевролитовым породам-коллекторам тульского и бобриковского горизонта визейского яруса. Залежи нефти в терригенном девоне отмечены в пластах кыновского и пашийского горизонта.Электроразведочные работы методом ЗВТ-М выполнялись в весенне-зимний период на площади 40 км2 от трех постановок круговых электрических диполей (КЭД) в объеме 694 точки наблюдения. Монтаж КЭД производился за пределами площади исследования, но в непосредственной близости от него. Установки КЭД имели по 8 лучей, радиус каждого луча равнялся 750 метров. Работы проведены с током в лучах 4 А, т.е. суммарный импульс был равен 32 А.Съемка велась по равномерной сети наблюдений, при расстоянии между профилями 400 м и шагом наблюдений 200 м со сгущением до 100 м вблизи предполагаемого контура залежи. В местах проявления промышленных помех, в значительной степени искажавших сигнал, (при приближении к населенным пунктам и линиям электропередач) наблюдения не проводились. С северо-запада на юго-восток район исследований пересекают линия электропередач и газопровод. Высокий уровень помех от последних обусловил некоторую неравномерность сети пунктов наблюдений ЗВТ-М.В процессе работ строились предварительные площадные сигналы ЗВТ-М на различных временах. В качестве основного было выбрано время 21 мс, что соответствует глубине около 700 м. На данном времени площадной сигнал ЗВТ-М наиболее информативен, на нем четко виден контур электромагнитной аномалии. На рис.1 показан полный площадной сигнал ЗВТ-М на этом времени. На рис.1 четко выделяется аномальная зона сигнала. Выделение таких зон и является целью построения подобных площадных сигналов. В дальнейшем эти аномальные зоны интерпретируются в соответствии с геологической ситуацией на участке работ.

Рис.1. Площадные отображения сигнала ЗВТ-М на времени 21 мс    

Другим приемом обработки и визуализации данных является построение кажущихся разрезов вдоль профилей. Такое представление данных зондирований становлением хорошо известно. При таких построениях время регистрации сигнала связывается с глубиной. Однако в ЗВТ-М мы регистрируем не основной процесс становления (на дневной поверхности он проявляется только в виде радиального электрического градиента), а переходное аномальное магнитное поле, возбуждаемое дополнительными токами в неоднородности. В этом случае связь времени регистрации и глубины значительно усложняется и может быть выяснена при моделировании основного процесса установления с привлечением априорных (по данным ЗСБ, например) данных о вмещающем одномерном геоэлектрическом разрезе. С использованием данных ЗСБ были построены профильные кажущиеся разрезы вдоль различных профилей. На рис.2 приведены разрезы по профилям 7 и 10. На кажущихся разрезах, также как и на площадной картинке рис.1, четко видны аномальные области.

Рис.2. Профильные отображения сигнала ЗВТ-М по профилям 7 и 10    

Сопоставляя данные по глубинам нефтеносных горизонтов с профильными сигналами ЗВТ-М можно сказать, что на профилях 6, 7, 9, 10 нижняя граница положительного аномального сигнала совпадает с нижней границей нефтяных горизонтов в карбоне. Положительная аномалия, четко выделяющаяся на всех профильных сигналах ЗВТ-М, пересекающих предполагаемый контур нефтяной залежи в карбоне, по нашему мнению, обусловлена именно наличием ореола, расположенном непосредственно над залежью.

Публикации.

Могилатов В.С., Злобинский А.В. Свойства кругового электрического диполя как источника поля для электроразведки. // Геология и Геофизика г. 2014 № 55. с. 1341-1347. 0.8 Мб, pdf-формат

Могилатов В.С., Злобинский А.В. Комплексное исследование электродинамических параметров среды над сейсмическим поднятием с целью оконтуривания нефтяного месторождения.// Геофизика г. 2013 № 2. с. 51-571.1 Мб, pdf-формат

Балашов Б. П., Мухамадиев Р. С., Могилатов В. С., Андреев Д. С., Злобинский А. В., Шишкин В. К., Стогний Вас. В. Оконтуривание залежей углеводородов с использованием зондирований вертикальными токами. // Геофизика г. 2011 № 1. с. 61-66 0.6 Мб, pdf-формат

Могилатов В.С., Мухамадиев Р.С., Балашов Б.П., Смоленцев В.В., Феофилов С.А., Темирбулатов Ш.С., Потапов В.В. Результаты работ по оконтуриванию залежей нефти в Татарстане методом ЗВТ. // Геофизика № 5, 2003.  1.3 Мб, pdf-формат

Буклеты

Описание ЗВТ. Положение дел на 2012 год. 7 Мб, pdf-форматРаботы по поиску углеводородов. 0.8 Мб, pdf-формат

www.geozvt.ru

Брент (нефтяное месторождение) — Википедия с видео // WIKI 2

Брент — нефтяное месторождение, расположено в северной части грабена Викинг Центрально-Северноморской рифтовой системы Северноморского нефтегазоносного бассейна, в 140-150 км к северо-востоку от Шетландских островов. Месторождение открыто в июле 1971 года, разрабатывается компанией Royal Dutch Shell (Shell UK Limited) с 1976 года. Ранее месторождение было одним из наиболее продуктивных шельфовых проектов Великобритании, покрывая до 10% энергопотребностей страны[1], однако добыча на нем сокращается с 1986 года, и в 2010-х годах оно достигло уровня, при котором не является экономически оправданным. Завершение эксплуатации месторождения Брент запланировано Shell UK на следующее десятилетие.[2]

Смесь нефти, добываемой на месторождении Брент, служила в 1980-1990 годах эталонной маркой Brent Crude. Позже нефть Брент стала лишь одним из трёх, а затем, четырёх компонентов смеси Brent Blend. Данная марка является важнейшим мировым сортом нефти, от цен на неё прямо или косвенно зависят цены 70% сортов нефти, торгуемых на мировом рынке[3].

Компания Шелл изначально давала открытым в Великобритании месторождениям названия в честь различных водоплавающих птиц в алфавитном порядке: Auk, Brent, Cormorant, Dunlin, Eider, Fulmar и т.д. Brent означает Brent Goose, однако одновременно является акронимом от названий пяти юрских горизонтов месторождения — Broom, Rannoch, Etive, Ness и Tarbert.

Месторождение эксплуатируется с 4 стационарных нефтяных платформ: Brent Alpha, Brent Bravo, Brent Charlie, Brent Delta, установленных в 1975-1978 почти вдоль линии ЮЮЗ-ССВ на расстоянии 2-5 км друг от друга непосредственно на морском дне (глубина моря в этом районе составляет около 140 м)[4][5]. Все платформы кроме Alpha оснащены подводными ячейками для хранения нефти. С 1976 по 1991 год, до постройки трубопровода системы Brent (англ.)русск. в 2 км к западу от платформы B эксплуатировался заякоренный буй Brent Spar (англ.)русск. (ранее назывался Brent E), обеспечивавший хранение 45 тыс м3 нефти и её перегрузку в танкеры[6]. Ранее, с 1975 по 2003 год для сжигания попутного газа также использовалась 194 метровая башня "Brent Remote Flare", закрепленная на морском дне к востоку от платформ A и B[7].

Карта месторождений в северной части Северного моря. Зеленым показаны нефтяные месторождения, красным - газовые[8].

Платформы Brent Bravo (Brent B, слева) и Brent Alpha (Brent A, справа).

Энциклопедичный YouTube

  • 1/1

    Просмотров:

    1 429

  • Forex Club. Инвестиционная идея "Нефть: на дне".

Примечания

  1. ↑ Alistair. BRENT E-NEWS Brent Decommissioning Project, issue 13 (англ.)  (недоступная ссылка — история). SHELL UK (March 2014). — «over the years the Brents have supported 10% of the UK’s energy needs». Проверено 8 января 2015. Архивировано 7 ноября 2014 года.
  2. ↑ Brent Field Decommissioning  (недоступная ссылка — история). Shell UK. Проверено 8 января 2015. Архивировано 14 февраля 2015 года.
  3. ↑ Bassam Fattouh (Director of the Oil and Middle East Programme). 5. The Brent Market and Its Layers // An Anatomy of the Crude Oil Pricing System. — Oxford Institute for Energy Studies, 2011. — С. 36. — 83 с. — ISBN 978-1-907555-20-6.
  4. ↑ The Brent Field, Block 211/29, UK North Sea // Geological Society, London, Memoirs 2003, v. 20, p. 233-250 doi: 10.1144/GSL.MEM.2003.020.01.20  (англ.): "Brent Field is developed from four fixed platforms (Alpha, Bravo, Charlie, Delta) installed between 1975 and 1978. .. oil/condensate-in-place is currently estimated at 3.8 MMMSTB, and the estimated original wet gas-in-place is 7.5 TSCF"
  5. ↑ Shell grapples with uncertainties of Brent field decommissioning, Jeremy Beckman, Offshore magazine, 2012 (англ.): "All four platforms have facilities for drilling and production of oil and gas, with the oil exported via the Brent pipeline system to Sullom Voe, Shetland, and the gas to St Fergus, north of Aberdeen, via the FLAGS system. Each platform has equipment for metering, pumping, storage and maintaining formation pressure, mainly via water/gas injection. Brent C also hosts production from Shell's subsea Penguins development, and is the main pump station platform for the Brent/Cormorant pipeline, commingling oil from numerous third-party fields in the area. Brent B is the main gas compression platform for the Brent gas export pipeline to St Fergus, northeast Scotland."
  6. ↑ Sunk Costs: The plan to Dump the Brent Spar, 2002
  7. ↑ Brent Remote Flare Decommissioning Programme and Revision to the Brent Spar Decommissioning Programme // Shell, 2004
  8. ↑ "Glennie, K.W., ed., Petroleum geology of the North Sea (4th ed.): London, Blackwell Science Ltd., 1998, frontispiece"; US Dept. of Interior USGS Bulletin 2204-C, стр 9

Ссылки

В последний раз эта страница редактировалась 3 июня 2018, в 02:03.

wiki2.org

Брент (нефтяное месторождение) — WiKi

Брент — нефтяное месторождение, расположено в северной части грабена Викинг Центрально-Северноморской рифтовой системы Северноморского нефтегазоносного бассейна, в 140-150 км к северо-востоку от Шетландских островов. Месторождение открыто в июле 1971 года, разрабатывается компанией Royal Dutch Shell (Shell UK Limited) с 1976 года. Ранее месторождение было одним из наиболее продуктивных шельфовых проектов Великобритании, покрывая до 10% энергопотребностей страны[1], однако добыча на нем сокращается с 1986 года, и в 2010-х годах оно достигло уровня, при котором не является экономически оправданным. Завершение эксплуатации месторождения Брент запланировано Shell UK на следующее десятилетие.[2]

Смесь нефти, добываемой на месторождении Брент, служила в 1980-1990 годах эталонной маркой Brent Crude. Позже нефть Брент стала лишь одним из трёх, а затем, четырёх компонентов смеси Brent Blend. Данная марка является важнейшим мировым сортом нефти, от цен на неё прямо или косвенно зависят цены 70% сортов нефти, торгуемых на мировом рынке[3].

Компания Шелл изначально давала открытым в Великобритании месторождениям названия в честь различных водоплавающих птиц в алфавитном порядке: Auk, Brent, Cormorant, Dunlin, Eider, Fulmar и т.д. Brent означает Brent Goose, однако одновременно является акронимом от названий пяти юрских горизонтов месторождения — Broom, Rannoch, Etive, Ness и Tarbert.

Месторождение эксплуатируется с 4 стационарных нефтяных платформ: Brent Alpha, Brent Bravo, Brent Charlie, Brent Delta, установленных в 1975-1978 почти вдоль линии ЮЮЗ-ССВ на расстоянии 2-5 км друг от друга непосредственно на морском дне (глубина моря в этом районе составляет около 140 м)[4][5]. Все платформы кроме Alpha оснащены подводными ячейками для хранения нефти. С 1976 по 1991 год, до постройки трубопровода системы Brent (англ.)русск. в 2 км к западу от платформы B эксплуатировался заякоренный буй Brent Spar (англ.)русск. (ранее назывался Brent E), обеспечивавший хранение 45 тыс м3 нефти и её перегрузку в танкеры[6]. Ранее, с 1975 по 2003 год для сжигания попутного газа также использовалась 194 метровая башня "Brent Remote Flare", закрепленная на морском дне к востоку от платформ A и B[7].

Карта месторождений в северной части Северного моря. Зеленым показаны нефтяные месторождения, красным - газовые[8]. Платформы Brent Bravo (Brent B, слева) и Brent Alpha (Brent A, справа).

ru-wiki.org

Нефтяное месторождение Брент - Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Брент — нефтяное месторождение, расположено в северной части грабена Викинг Центрально-Северноморской рифтовой системы Северноморского нефтегазоносного бассейна, в 140-150 км к северо-востоку от Шетландских островов. Месторождение открыто в июле 1971 года, разрабатывается компанией Royal Dutch Shell (Shell UK Limited) с 1976 года. Ранее месторождение было одним из наиболее продуктивных шельфовых проектов Великобритании, покрывая до 10% энергопотребностей страны[1], однако добыча на нем сокращается с 1986 года, и в 2010-х годах оно достигло уровня, при котором не является экономически оправданным. Завершение эксплуатации месторождения Брент запланировано Shell UK на следующее десятилетие.[2]

Смесь нефти, добываемой на месторождении Брент, служила в 1980-1990 годах эталонной маркой Brent Crude. Позже нефть Брент стала лишь одним из трёх, а затем, четырёх компонентов смеси Brent Blend. Данная марка является важнейшим мировым сортом нефти, от цен на неё прямо или косвенно зависят цены 70% сортов нефти, торгуемых на мировом рынке[3].

Компания Шелл изначально давала открытым в Великобритании месторождениям названия в честь различных водоплавающих птиц в алфавитном порядке: Auk, Brent, Cormorant, Dunlin, Eider, Fulmar и т.д. Brent означает Brent Goose, однако одновременно является акронимом от названий пяти юрских горизонтов месторождения — Broom, Rannoch, Etive, Ness и Tarbert.

Месторождение эксплуатируется с 4 стационарных нефтяных платформ: Brent Alpha, Brent Bravo, Brent Charlie, Brent Delta, установленных в 1975-1978 почти вдоль линии ЮЮЗ-ССВ на расстоянии 2-5 км друг от друга непосредственно на морском дне (глубина моря в этом районе составляет около 140 м)[4][5]. Все платформы кроме Alpha оснащены подводными ячейками для хранения нефти. С 1976 по 1991 год, до постройки трубопровода системы Brent (англ.) в 2 км к западу от платформы B эксплуатировался заякоренный буй Brent Spar (англ.) (ранее назывался Brent E), обеспечивавший хранение 45 тыс м3 нефти и её перегрузку в танкеры[6]. Ранее, с 1975 по 2003 год для сжигания попутного газа также использовалась 194 метровая башня "Brent Remote Flare", закрепленная на морском дне к востоку от платформ A и B[7].

Карта месторождений в северной части Северного моря. Зеленым показаны нефтяные месторождения, красным - газовые[8]. Платформы Brent Bravo (Brent B, слева) и Brent Alpha (Brent A, справа).

Примечания[ | ]

  1. ↑ Alistair. BRENT E-NEWS Brent Decommissioning Project, issue 13 (англ.). SHELL UK (March 2014). — «over the years the Brents have supported 10% of the UK’s energy needs». Проверено 8 января 2015.
  2. ↑ Brent Field Decommissioning. Shell UK. Проверено 8 января 2015.
  3. ↑ Bassam Fattouh (Director of the Oil and Middle East Programme). 5. The Brent Market and Its Layers // An Anatomy of the Crude Oil Pricing System. — Oxford Institute for Energy Studies, 2011. — С. 36. — 83 с. — ISBN 978-1-907555-20-6.
  4. ↑ The Brent Field, Block 211/29, UK North Sea // Geological Society, London, Memoirs 2003, v. 20, p. 233-250  (англ.): "Brent Field is developed from four fixed platforms (Alpha, Bravo, Charlie, Delta) installed between 1975 and 1978. .. oil/condensate-in-place is currently estimated at 3.8 MMMSTB, and the estimated original wet gas-in-place is 7.5 TSCF"
  5. ↑ Shell grapples with uncertainties of Brent field decommissioning, Jeremy Beckman, Offshore magazine, 2012 (англ.): "All four platforms have facilities for drilling and production of oil and gas, with the oil exported via the Brent pipeline system to Sullom Voe, Shetland, and the gas to St Fergus, north of Aberdeen, via the FLAGS system. Each platform has equipment for metering, pumping, storage and maintaining formation pressure, mainly via water/gas injection. Brent C also hosts production from Shell's subsea Penguins development, and is the main pump station platform for the Brent/Cormorant pipeline, commingling oil from numerous third-party fields in the area. Brent B is the main gas compression platform for the Brent gas export pipeline to St Fergus, northeast Scotland."
  6. ↑ Sunk Costs: The plan to Dump the Brent Spar, 2002
  7. ↑ Brent Remote Flare Decommissioning Programme and Revision to the Brent Spar Decommissioning Programme // Shell, 2004
  8. ↑ "Glennie, K.W., ed., Petroleum geology of the North Sea (4th ed.): London, Blackwell Science Ltd., 1998, frontispiece"; US Dept. of Interior USGS Bulletin 2204-C, стр 9

Ссылки[ | ]

encyclopaedia.bid

Крайнее месторождение - Информация о Крайнем месторождении

крайнее месторождениеКрайнее нефтяное месторождение находится в ЯНАО, в Пуровском районе Тюменской области. Недалеко, примерно в 10 километрах от него, расположен крупный промышленный центр город Муравленко.

Крайнее месторождение нефти: характеристика

Крайнее месторождение обнаружила в 1982 году поисково-разведочная экспедиция «Главтюменьгеологии», которая открыла залежи нефти скважиной под номером 50. На промышленную мощность Крайнее месторождение вышло уже в 1986 году.

По своей геологической структуре Крайнее месторождение на карте нефтегазоносных областей Западной Сибири относится к Сургутскому району Надымской нефтегазоносной области. Нефтеносные пласты площадью 80 квадратных километров залегают на средней глубине - около 2900 метров.

В настоящее время Крайнее нефтяное месторождение находится в распределенном фонде недр и получило лицензию на разработку. На этапе оформления лицензии право на разработку Крайнего месторождения перешло от «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» к «Муравленковск-нефть» (которая является филиалом «Ноябрьск-нефтегаза»), при этом срок лицензии был продлен. Проектированием строительных объектов при запуске месторождения занималась «Гипротюменнефтегаз».

Несмотря на небольшие размеры запасов Крайнего месторождения, его разработка перспективна в силу хорошей транспортной доступности и обеспечения необходимой промышленной и социально-бытовой инфраструктурой за счет близости к городу Муравленко.

Крайнее месторождение на карте

Крайнее месторождение на карте находится примерно в 80 километрах по прямой к северо-западу от крупного промышленного центра ЯНАО - город Ноябрьск, а столица округа - город Салехард - отстоит от него на расстояние 485 километров в юго-восточном направлении. Кроме того, ближайшими крупными городами к Крайнему месторождению нефти являются:

  • Сургут, в 267 километров,
  • Новый Уренгой, в 291 километров,
  • Пыть-Ях, в 336 километров,
  • Нижневартовск, в 316 километров.

Точное местоположение Крайнего месторождения на карте можно узнать по координатам: 63.633333 северной широты, 74.133333 восточной долготы.

На небольшом расстоянии от Крайнего месторождения располагаются следующие участки:

  • Суторминское (в 8 км на восток),
  • Восточно-Пякутинское месторождение нефти (в 19 км),
  • Романовское месторождение нефти (в 22 км),
  • Карамовское (35 км на северо-запад),
  • Муравленковское,
  • Холмогорское.

В 50 километрах от участка Крайнего нефтяного месторождения проложены ветка железной дороги направлением Уренгой - Ноябрьск - Сургут – Тюмень. Вдоль ж/д дороги проходит газопровод, соединяющий Уренгойское месторождение с белорусским Новополоцком через уральский город Челябинск.

Ближайший магистральный нефтепровод проходит через ряд месторождений и связывает в единую сеть следующие промысловые участки и населенные пункты:

  • Холмогорское,
  • Федоровское,
  • Сургут,
  • Омск.

Электричество подается как от Сургутской гидроэлектростанции, так и по сети: Тюмень - Сургут - Нижневартовск.

Крайнее месторождение нефти: район расположения

Участок Крайнего нефтяного месторождения находится в бассейне левого притока реки Пур - на левом берегу Пякупура. Более половины территории занята облесненными болотами и мелкими водоемами, глубина которых составляет обычно не более 3 метров. Зимой эти водоемы и почва промерзают на глубину до 3 метров, что делает возможным автотранспортное сообщение по сезонным трассам - зимникам. Встречаются участки вечной мерзлоты, толщина которой варьируется от одного до пятидесяти метров.

Зима здесь продолжительная, с сильными морозами, достигающим минус пятидесяти градусов. Реки покрываются льдом уже в середине октября. Лето короткое и обычно прохладное. Тем не менее, благодаря равнинному ландшафту, знойные массы воздуха могут поступать из Средней Азии и Казахстана, при этом температура поднимается до плюс 35 градусов.

Крайнее месторождение: координаты

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru

Красно-Самарское месторождеСеверо-Максимовское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Растворенный в нефти газ Никольского и Восточно-Никольского-месторождений жирный, тяжелый. Газы отдельных горизонтов характеризуются пониженным содержанием метана, повышенным азота,-высоким сероводорода (башкирский ярус) по сравнению со средним составом нефтяных газов. [c.297] Дегазированные нефти этих месторождений сернистые (класс II), малосмолистые, парафиновые (вид Пг). Исключение составляет нефть заволжского горизонта, которая содержит значительно больше парафинов (вид Пз). Нефти характеризуются сравнительно высоким выходом легких фракций. [c.298] Красно-Самарское месторождение, открытое в 1965 г., расположено в пределах восточного склона Жигулевской вершины Средневолж- Ского свода, к северо-западу от Кулешовского вала. Эта зона отделяется от Кулешовского вала небольшим прогибом субширотного простирания. Месторождение представляет собой антиклинальную складку северо-западного простирания. [c.298] Промышленная нефтеносность установлена в отложениях кунгурского яруса пермской системы пласта Кг, представленного известняками и доломитами, пористость которых составляет 17%. а проницаемость — 11-10 м2. [c.298] Залежь нефти кунгурского яруса находится в условиях низких пластовых давлений и температур. Значения давления насыщения, газосодержания и вязкости нефти ниже соответствующих значений для средней нефти. [c.298] Растворенный в нефти газ жирный, тяжелый. Соотношение основных компонентов в нем близко к среднему для нефтяных газов, лишь относительно ннзко содержание азота. [c.299] В поверхностных условиях нефть кунгурского яруса легкая, маловязкая, малосмолистая, парафиновая (вид Пг), сернистая (класс П). Выход светлых фракций высокий. [c.299] Северо-Максимовское месторождение, открытое в 1972 г,,, находится в пределах Борской депрессии, являющейся северным окончанием Бузулукской впадины. [c.299] По кровле казанского яруса пермской системы месторождение представляет собой очень пологую антиклинальную складку северо-восточного простирания. [c.299] Продуктивным на месторождении является пласт Аг (отложения верейского горизонта), представленный терригенными породами песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Залежь нефти имеет двухкупольное строение. [c.299] Пористость песчаников составляет 22,8%, а проницаемость достигает 148,7-10 м для западного и 286,6-10 м для восточного куполов. Интервал глубины залегания продуктивного пласта от 1712 до. 1797 м. [c.299] Залежь нефти находится в условиях умеренных пластовых давлений и температур. Отличие значений физических параметров нефти от средних в целом невелико. Данная нефть имеет относительно небольшое газосодержание и малую вязкость. [c.299] Сепарированная нефть Северо-Максимовского месторождения верейского горизонта легкая, маловязкая, парафиновая (вид П2), сернистая (класс II), малосмолистая. [c.300]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Брент (нефтяное месторождение) - Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Брент — нефтяное месторождение, расположено в северной части грабена Викинг Центрально-Северноморской рифтовой системы Северноморского нефтегазоносного бассейна, в 140-150 км к северо-востоку от Шетландских островов. Месторождение открыто в июле 1971 года, разрабатывается компанией Royal Dutch Shell (Shell UK Limited) с 1976 года. Ранее месторождение было одним из наиболее продуктивных шельфовых проектов Великобритании, покрывая до 10% энергопотребностей страны[1], однако добыча на нем сокращается с 1986 года, и в 2010-х годах оно достигло уровня, при котором не является экономически оправданным. Завершение эксплуатации месторождения Брент запланировано Shell UK на следующее десятилетие.[2]

Смесь нефти, добываемой на месторождении Брент, служила в 1980-1990 годах эталонной маркой Brent Crude. Позже нефть Брент стала лишь одним из трёх, а затем, четырёх компонентов смеси Brent Blend. Данная марка является важнейшим мировым сортом нефти, от цен на неё прямо или косвенно зависят цены 70% сортов нефти, торгуемых на мировом рынке[3].

Компания Шелл изначально давала открытым в Великобритании месторождениям названия в честь различных водоплавающих птиц в алфавитном порядке: Auk, Brent, Cormorant, Dunlin, Eider, Fulmar и т.д. Brent означает Brent Goose, однако одновременно является акронимом от названий пяти юрских горизонтов месторождения — Broom, Rannoch, Etive, Ness и Tarbert.

Месторождение эксплуатируется с 4 стационарных нефтяных платформ: Brent Alpha, Brent Bravo, Brent Charlie, Brent Delta, установленных в 1975-1978 почти вдоль линии ЮЮЗ-ССВ на расстоянии 2-5 км друг от друга непосредственно на морском дне (глубина моря в этом районе составляет около 140 м)[4][5]. Все платформы кроме Alpha оснащены подводными ячейками для хранения нефти. С 1976 по 1991 год, до постройки трубопровода системы Brent (англ.) в 2 км к западу от платформы B эксплуатировался заякоренный буй Brent Spar (англ.) (ранее назывался Brent E), обеспечивавший хранение 45 тыс м3 нефти и её перегрузку в танкеры[6]. Ранее, с 1975 по 2003 год для сжигания попутного газа также использовалась 194 метровая башня "Brent Remote Flare", закрепленная на морском дне к востоку от платформ A и B[7].

Карта месторождений в северной части Северного моря. Зеленым показаны нефтяные месторождения, красным - газовые[8]. Платформы Brent Bravo (Brent B, слева) и Brent Alpha (Brent A, справа).

Примечания[ | ]

  1. ↑ Alistair. BRENT E-NEWS Brent Decommissioning Project, issue 13 (англ.). SHELL UK (March 2014). — «over the years the Brents have supported 10% of the UK’s energy needs». Проверено 8 января 2015.
  2. ↑ Brent Field Decommissioning. Shell UK. Проверено 8 января 2015.
  3. ↑ Bassam Fattouh (Director of the Oil and Middle East Programme). 5. The Brent Market and Its Layers // An Anatomy of the Crude Oil Pricing System. — Oxford Institute for Energy Studies, 2011. — С. 36. — 83 с. — ISBN 978-1-907555-20-6.
  4. ↑ The Brent Field, Block 211/29, UK North Sea // Geological Society, London, Memoirs 2003, v. 20, p. 233-250  (англ.): "Brent Field is developed from four fixed platforms (Alpha, Bravo, Charlie, Delta) installed between 1975 and 1978. .. oil/condensate-in-place is currently estimated at 3.8 MMMSTB, and the estimated original wet gas-in-place is 7.5 TSCF"
  5. ↑ Shell grapples with uncertainties of Brent field decommissioning, Jeremy Beckman, Offshore magazine, 2012 (англ.): "All four platforms have facilities for drilling and production of oil and gas, with the oil exported via the Brent pipeline system to Sullom Voe, Shetland, and the gas to St Fergus, north of Aberdeen, via the FLAGS system. Each platform has equipment for metering, pumping, storage and maintaining formation pressure, mainly via water/gas injection. Brent C also hosts production from Shell's subsea Penguins development, and is the main pump station platform for the Brent/Cormorant pipeline, commingling oil from numerous third-party fields in the area. Brent B is the main gas compression platform for the Brent gas export pipeline to St Fergus, northeast Scotland."
  6. ↑ Sunk Costs: The plan to Dump the Brent Spar, 2002
  7. ↑ Brent Remote Flare Decommissioning Programme and Revision to the Brent Spar Decommissioning Programme // Shell, 2004
  8. ↑ "Glennie, K.W., ed., Petroleum geology of the North Sea (4th ed.): London, Blackwell Science Ltd., 1998, frontispiece"; US Dept. of Interior USGS Bulletin 2204-C, стр 9

Ссылки[ | ]

encyclopaedia.bid