Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Курьинское месторождение нефти


Верхнепечорская впадина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Верхнепечорская впадина

Cтраница 2

СЕВЕРОПРЕДУРАЛЬСКАЯ ГНО площадью 105 15 тыс. км2 охватывает Коротаихинскую, Косью-Роговскую, Болынесыньинс-кую, Верхнепечорскую впадины и разделяющее их поднятие. Наиболее крупное Вуктыльское газоконденсатное с нефтяной оторочкой месторождение открыто в Верхнепечорской впадине в каменноугольных нижнепермских известняках и доломитах.  [16]

Далее к югу прогнозируется зона тяжелых нефтей ( плотность 0 870 - 0 900 г / см3, бензина 18 - 20 %, смол и асфальтенов 15 - 20 %), которая имеет довольно широкое распространение на юге Денисовской и в Большесынинской впадине. Такого же состава нефти будут встречены ( и уже имеются на юго-востоке Ижма-Печорс - кой впадины) и на северо-западе Верхнепечорской впадины, где они граничат с востока с зоной средних по плотности нефтей. Очень тяжелые нефти прогнозируются также на северо-западе Косью-Роговской впадины. Несмотря на большое разнообразие нефтей, все они относятся и будут ( на новых площадях) относиться к V генотипу.  [17]

На карте показаны прогнозируемые зоны нефтенакопления, которые занимают основную часть территории и зоны распространения преимущественно газоконденсатных залежей. Зона преимущественно конденсатонакопления располагается на юго-востоке узкой полосой и прогнозируется в юго-восточной части Печоро-Кожвинского мегавала, в восточной и юго-восточной частях Верхнепечорской впадины.  [18]

Водонапорной системой элизионного типа является среднедевонско-нижнефранский гидрогеологический комплекс. Отметки приведенных напоров изменяются от 63 - 70 м на Тимане до 1000 - 1200 м и больше на Печоро-Колвинском авлакогене и Верхнепечорской впадине ( рис. 29), что отражает различное энергетическое состояние недр. Наличие пьезо-минимумов и пьезомаксимумов в подошвенных водах многих месторождений указывает на широкое развитие процессов вертикальной миграции флюидов: их восходящее движение, иногда с разгрузкой на поверхности, установлено в Большеземельской тундре [37] и в ряде других районов.  [19]

Значение комплекса в северных районах провинции, где пермские и мезозойские отложения имеют наибольшие мощности и погружаются на глубины 1000 - 2500 м, резко возрастает. Продуктивность сероцветных пермских песчаников установлена в Верхнепечорской впадине ( Курьинское месторождение), в южной части Ижма-Печорской впадины ( Вельюское, Лемьюское, Исаковское месторождения), на Печоро-Кожвинском ( Печорого-родское, Печоро-Кожвинское месторождения), Крлвинском ( Во-зейское, Харьягинское, Хыльчуюское месторождения) мегавалах, на Шапкина-Юрьяхинском ( Южно-Шапкинское, Василковское, Кумжинское, Коровинское месторождения) и Сорокинском ( На-ульское, Южно-Торавейское, Седьягинское месторождения) валах. При этом в Верхнепечорской впадине и на Шапкина-Юрьяхинском валу присутствуют газоконденсатные, на Печоро-Кожвинском мегавалу - газонефтяные залежи, в остальных районах, как правило, залежи утяжеленных нефтеи.  [20]

ВУКТЫЛЬСКОЕ ГАЗОКОНДЕН-САТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ - расположено на территории Коми АССР. Складка расположена в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба.  [21]

ВУКТЫЛЬСКОЕ ГАЗОКОНДЕН-САТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ - рас положено на территории Коми АССР. Складка расположена в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба.  [22]

СЕВЕРОПРЕДУРАЛЬСКАЯ ГНО площадью 105 15 тыс. км2 охватывает Коротаихинскую, Косью-Роговскую, Болынесыньинс-кую, Верхнепечорскую впадины и разделяющее их поднятие. Наиболее крупное Вуктыльское газоконденсатное с нефтяной оторочкой месторождение открыто в Верхнепечорской впадине в каменноугольных нижнепермских известняках и доломитах. В Верхнепечорской впадине открыты также месторождения Мишпарминское, Юрвож-Болыиелягское, Рассохинское, Курьинское. В Косыо-Роговской впадине открыты Интинское, Кожимское газоконденсатное и Падимейское нефтяное месторождения в верхневизейско - нижнепермских карбонатных отложениях. На Кочмесском и Падимейском месторождениях продуктивны также силурийско-ордовикские отложения. На Кочмесской площади установлено наличие мощной соленосной толщи.  [23]

В основании осадочного чехла расположен ордовикско-нижнедевонский преимущественно карбонатный комплекс, представленный породами ордовика, силура и нижнего девона. Девонские отложения в нижней части ( эйфельский, живетский, франский ярусы) образованы преимущественно терригенными породами, в верхней - известняками и доломитами. Породы турнейского яруса нижнего карбона на севере провинции составлены известняками и доломитами мощностью до 300 м, в Верхнепечорской впадине - мощной ( до 500 - 800 м) песчано-глинистой толщей, в Хорейверской впадине и в южной части Колвинского мегавала - отсутствуют.  [25]

Коллекторы пермско-триасового комплекса являются, как правило, поровыми. Но, как уже отмечалось, в Предуральском прогибе резко заметно ухудшение коллекторских свойств. Здесь, кроме поровых, приобретают значение трещинные и порово-тре-щинные коллекторы. Примером является вехнеартинская залежь Курьинского газового месторождения. Месторождение расположено на юге Верхнепечорской впадины и приурочено к антиклинальной складке меридионального простирания с крутым, осложненным сбросом, западным крылом и более пологим восточным.  [26]

Большинство этих складок выражено в приповерхностных слоях. Основным продуктивным резервуаром являются трещиноватые карбонатные отложения башкирского яруса, верхнего карбона-нижыей перми и песчаники визе. Глубина залегания продуктивных горизонтов изменяется от 0 5 до 5 0 км. Основной покрышкой служат глинистые сланцы артинского яруса и кунгурские эвапо-риты. На Вуктыльском месторождении, расположенном в Верхнепечорской впадине Северного Урала, мощность газоконденсат-ной залежи в верхнекаменноугольно-нижнепермских карбонатах достигает 1 5 км.  [27]

Такая зональность определяется несколькими причинами. Большое значение имеют изменения нефтей в процессе миграции. Для данного нефтегазоносного комплекса характерно повышение плотности нефтей в направлении от зон генерации к зонам накопления. Одна из таких зон, располагавшаяся в южной части Печоро-Кожвинско - го мегавала, в конце палеозоя испытала значительное погружение. Для залежей Колвинского вала зона генерации УВ выделяется в Хорейверс-кой впадине, а для залежей Ухта-Ижемского вала - в Верхнепечорской впадине. Повышение плотности нефтей на западе Ижма-Печорской впадины связано не только с изменениями, вызванными миграцией, но и с воздействием гипергенных факторов - нефти в наиболее приподнятой части вала сильно дегазированы и окислены.  [28]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Курьинское месторождение газа — МегаЛекции

На юге Верхнепечорской впадины в настоящее время открыто не­сколько газовых месторождений, которые расположены в Курьинско-Патраковском нефтегазоносном районе. Продуктивные отложения дан­ных месторождений представлены двумя преимущественно аргиллитовыми пачками, которые разделяются на три подкомплекса, перспективных для поисков в них залежей газа. Несмотря на то, что начальные суммарные ресурсы свободного газа в Курьинско-Патраковском НГР в настоящее время оцениваются в более чем 42 млрд. м3, разведанные запасы газа категории С1 и С2 здесь на сегодняшний день составляют чуть более 10 млрд. м3. Это свидетельствует о значительных нелокализованных ре­сурсах и высоких перспективах прироста запасов газа, а также о необ­ходимости продолжения геологоразведочных работ на территории этого газонефтеносного района. Однако сложное строение низкопроницаемых резервуаров южной части Верхнепечорской впадины требует существен­ной корректировки традиционной методики геологоразведочных работ с целью повышения эффективности бурения поиско­вых и разведочных скважин. В настоящее время геологоразведочные работы на Курьинском газовом месторождении возобновлены. С целью доразведки и уточнения перспектив разработки месторождения ООО "Севергазпром" была пробурена в центральной части Курьинской структуры разведочная скважин № 31-Курья. Несмотря на то, что скважина была заложена в благоприятных структурных условиях в центральной части залежи промышленного притока в ней получить не удалось.

Курьинское месторождение связано с линейной антиклинальной склад­кой меридионального простирания, осложненной тектоническими наруше­ниями (рис. 5.10). Газовая залежь была открыта в верхнеартинских отложениях на глубине 600-1400 м. Залежь приурочена к песчаникам с эффективной мощностью 5-10 м и пористостью до 10%. Залежь массивная, тектонически экранированная, с порово-трещинным типом коллектора. Покрышкой для нее служит пласт ангидритов в подошве кунгурского яруса мощностью 20-30 м.

Коллектор представлен чередованием песчаников и алевролитов. Средняя пористость пород составляет 6,8 %. Продуктивным отложениям Курьинского месторождения свойственна высокая степень микротрещиноватости. Объемная плотность открытых трещин по керну достигает в среднем 77 на 1 м, изменяясь от 27 до 165 на 1 м. Трещинная проницаемость в среднем составляет 2,7 мД, варьируя в разных скважинах от 0,9 до 4,2 мД. Исследованиями уста­новлено, что средняя трещинная пористость продуктивных пород составляет 0,06% с колебаниями в пределах 0,03-0,1%. Несмотря на то, что эффек­тивная пористость продуктивных пород мала, хорошие экранирующие свойства кунгурской покрышки и высокая степень трещиноватости пород обусловили региональный характер газоносности подстилающих отложе­ний и способствовали формированию массивной газовой залежи.

Притоки газа из верхней части верхнеартинской терригенной толщи получены в восьми скважинах, расположенных в присводовой части Курьинской структуры. На периклиналях и крыльях структуры при опробовании скважин либо получены очень слабые дебиты газа (до 2 тыс.м3/сут в скв. №№ 5, 8, 14), либо вообще не получено притоков (скв. №№ 6, 7, 11, 52, 53). Такое различие в продуктивности скважин, а также неравномерность распределения газонасыщенности пород свидетельствует о более интенсивной трещиноватости пород в присводовой части и вдоль западного крыла структуры, вблизи тектонического нарушения, зафиксированного скв. № 10. Наиболее высокопродуктивные скважины расположены в непосредственной близости от нарушения, в то время как существенного изменения в литологии верхнеартинских отложений по площади не наблюдается. Повышенная трещиноватость пород способствует движению газа из низкопористых и слабопроницаемых газонасыщенных песчаников, алевролитов и аргиллитов к забоям скважин. Дебиты газа колеблются от 3 до 37 тыс.м3/сут при значительных (до 11 МПа) депрессиях на пласт, что свидетельсвует о низких фильтрационных свойствах газонасыщенных пород. Только в одной разведочной скважине № 2, расположенной у тектонического нарушения, дебит газа составил 110 тыс.м3/сут при депрессии на пласт в 3,5 МПа на диафрагме 7,75 мм.

Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о крайне сложном строении Курьинского месторождения, промышленная значимость которого до сих пор достоверно не определена.

Залежь газа Курьинского месторождения имеет сложные морфологичес­кие очертания и контур газоносности. Продуктивные зоны образуются, в основном, вдоль зон трещиноватости и тектонических нарушений. Для оценки углеводородного потенциала и проведения доразведки месторождения необходимо применение нетрадиционного подхода к проведению ГРР с учетом специфики пространственной зональности трещинных коллекторов. Постановка таких работ требует использования широкого спектра геолого-гео­физических исследований, включающего сейсморазведку, гравиразведку, геофизические и гидродинамических исследования скважин, анализ данных бурения, исследования керна и пр.

В результате проведения комплексных исследований сложнопостроенного резервуара Курьинского месторождения по разработанной методике [168] в продуктивной толще на временных сейсмических разрезах были установлены ано­малии сейсмической записи, связанные с повышенной трещиноватостью. Была проведена обработка стандартного электрического каротажа по програм­ме "GSC", проанализированы данные бурения, включающие сведения о поглощениях промывочной жидкости. Кроме того, были изучены данные по испытанию и пробной эксплуатации разведочных скважин. Результаты исследований позволили оконтурить в пределах Курьинской площади зоны повышенной трещиноватости, кото­рые располагаются вдоль тектонических нарушений и имеют меридио­нальное простирание. Притоки газа, полученные из скважин, расположен­ных в выявленных трещинных зонах далеко за пределами принятого контура газоносности, указывают на целесообразность проведения дополнительных геологоразведочных работ. При этом необходима доразведка резервуара в пределах уста­новленных зон повышенной трещиноватости. Не исключена вероятность того, что Курьинское и Рассохинское месторождения могут составлять единый газоносный ре­зервуар, подобно месторождениям Альбион-Сипио в Мичиганском бассейне.

С целью повышения эффективности разведки залежей УВ неструктурного типа, контролируемых трещинными зонами, была разработана интегрированная система поисково-разведочных работ на нефть и газ. Суть этой системы заключается в фокусировании высокостоимостных методов на маленьких участках, на которых вероятность получения промышленного притока нефти или газа наиболее высокая (рис. 6.16). Использование этой системы позволит значительно снизить затраты на ГРР и сократить до минимума количество непродуктивных скважин.

Для проведения доразведки Курьинского месторождения рекомендовано пробурить несколько разведочных скважин в южном направлении к скважине № 8-Курья и в северном – к скважине № 51-Рассоха. Все эти скважины необходимо размещать в пределах выявленных зон повышенной трещиноватости. При получении промышленных притоков из разведочных скважин площадь газоносности и запасы газа могут быть значительно увеличены. В этом случае дальнейшие перспективы промышленного освоения Курьинского и Рассохинского га­зовых месторождений значительно возрастут.

Выявленные особенности строения сложного Курьинского газоносного ре­зервуара необходимо также учитывать при проектировании системы раз­работки. На Курьинском месторождении, как и на других объектах, связанных с трещинными коллекторами, целесообразно бурение горизонтальных до­бывающих скважин по разработанной технологии [133], что позволит существенно увеличить дебиты газа, а также решить некоторые экологические проблемы, возникающие при эксплуатационном бурении. Горизонтальные скважины необходимо размещать в пределах выделенных высокопроницаемых трещинных зон так, чтобы длина горизонтального ствола не превышала ширину выявленной трещинной зоны, а ориентировка ство­ла была перпендикулярной направлению трещин. Это обеспечит оптималь­ное с точки зрения экономики и технологии разработки местоположение сква­жин и значительно увеличит коэффициенты охвата и газоотдачи.

С целью оценки эффективности работы горизонтальных скважин на Курьинском месторождении запланировано бурение горизонтальных ответвлений из вертикального ствола разведочной скважины № 31.

 

ФОКУСИРОВАНИЕ ВЫСОКОСТОИМОСТНЫХ МЕТОДОВ

НА МАЛЕНЬКИХ УЧАСТКАХ

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Верхнепечорская впадина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Верхнепечорская впадина

Cтраница 1

Верхнепечорская впадина полосой в 50 - 80 км протягивается в меридиональном направлении на расстояние более 400 км и представляет собой асимметричную структуру с пологим западным и крутым восточным бортом. На юге впадина ограничена поднятием Полюдов Камень, на севере - Среднепечорским поперечным поднятием. Впадина сложена в южной части пермскими, а в северной - пермско-мезозой-скими отложениями. Локальные структуры, осложняющие впадину, асимметричны, вытянуты в меридиональном направлении.  [2]

В Верхнепечорской впадине можно выделить четыре зоны нефте-газонакопления, из которых две - Мичаю-Пашнинская и Джеболь-ская - расположены на западном борту впадины, а Вуктыльская и Рассохинская - в средней части ее. Вуктыльская зона представлена одним конденсатногазовым месторождением с запасами газа свыше 200 млрд. м3 в известняках карбона нижней перми. Зоны нефтегазонакопления Мичаю-Пашнинская и Рассохинская содержат только нефтяные месторождения.  [3]

На территории Верхнепечорской впадины открыты Вуктыльское и Рассохинское газоконденсатные и Курь-инское газовое месторождения.  [5]

Глубина залегания комплекса в районе Верхнепечорской впадины достигает 6 км, а на юге Большесынь-инской и востоке Картаихинской впадин до 9 км. В этом же направлении мощность комплекса возрастает до 3 - 4 км. Коллекторами служат трещинно-поровые и каверно-поровые известняки и доломиты. В Косью-Роговской впадине получен приток газа на Кочмесской площади из отложений ордовика.  [6]

На территории Предуральского краевого прогиба выделены: 1) Верхнепечорская впадина с глубиной фундамента до 7000 м, 2) Новоземельско-Пайхойская киммерийская складчатая система со следующими структурами второго порядка: Верхнесынинской синклинорий с глубиной залегания фундамента до 7000 м, Усинской синклинорий ( фундамент на глубине до 8000 м), антиклинорий Чернова ( фундамент на глубине 4000 м с поднятием в северной части до 3000 м), Каратаихинский синклинорий.  [7]

Зона газоконденсатных залежей предполагается на юго-востоке Косью-Роговской и на востоке Верхнепечорской впадины.  [8]

На юго-западе это крупная Ижма-Печор - ская впадина, северо-восточнее расположены Денисовская и Хорей-верская впадины и на юге Верхнепечорская впадина Предуральского прогиба. Первые три впадины разделены крупным Печорско-Кожвин - ским вилообразным поднятием. Борта впадин и склоны поднятия осложнены короткими валами, с которыми связаны основные зоны нефтегазонакопления.  [9]

Вуктыльское газоконденсатное месторождение, одно из крупнейших по запасам газа в стране, приурочено к одной из антиклинальных структур Верхнепечорской впадины северной части Предуральского предгорного прогиба. Складка, протягивающаяся параллельно горным сооружениям Урала, имеет резко асимметричное строение.  [10]

Предуральский прогиб включает Верхнепечорскую, Косью-Роговскую и Коротаихин-скую впадины и ряд поднятий и гряд. Верхнепечорская впадина шириной 50 - 80 км протягивается в меридиональном направлении на расстояние более 400 км и представляет собой асимметричную структуру с пологим западным и крутым восточным бортами. На юге она ограничена поднятием Полюдов Камень, на севере - Среднепечорским поперечным поднятием; сложена в южной части пермскими, а в северной - пермско-мезозойскими отложениями. В ее пределах открыты Вук-тыльское газоконденсатное и Рассохинское и Курьинское газовые месторождения.  [11]

Вдоль западного склона Урала протягивается Предуральский - прогиб, включающий в себя субмеридиональную Верхнепечорскую, Болыпесынинскую, Косью-Роговскую и Коротанхинскую впадины. В Верхнепечорской впадине открыто Вуктыльское газо-конденсатное и ряд более мелких месторождений, в Косью-Рогов - ской впадине в последнее время открыты Интинское газовое и Кочмесское нефтяное месторождения. Развитые в этих впадинах поднятия характеризуются крупными размерами и большой протяженностью.  [12]

В целом в нижнепермских отложениях преобладают при-брежно-морские и пресноводно-лагунные осадки. В кунгурском ярусе в южной части Верхнепечорской впадины широко развиты галогенные формации, а в ее северной части и в южных районах Печорской синеклизы - сульфатные формации.  [13]

Значение комплекса в северных районах провинции, где пермские и мезозойские отложения имеют наибольшие мощности и погружаются на глубины 1000 - 2500 м, резко возрастает. Продуктивность сероцветных пермских песчаников установлена в Верхнепечорской впадине ( Курьинское месторождение), в южной части Ижма-Печорской впадины ( Вельюское, Лемьюское, Исаковское месторождения), на Печоро-Кожвинском ( Печорого-родское, Печоро-Кожвинское месторождения), Крлвинском ( Во-зейское, Харьягинское, Хыльчуюское месторождения) мегавалах, на Шапкина-Юрьяхинском ( Южно-Шапкинское, Василковское, Кумжинское, Коровинское месторождения) и Сорокинском ( На-ульское, Южно-Торавейское, Седьягинское месторождения) валах. При этом в Верхнепечорской впадине и на Шапкина-Юрьяхинском валу присутствуют газоконденсатные, на Печоро-Кожвинском мегавалу - газонефтяные залежи, в остальных районах, как правило, залежи утяжеленных нефтеи.  [14]

Терригенная красноцветная формация объединяет отложения верхней перми и триаса. В пределах положительных структур и южной приподнятой части Верхнепечорской впадины вскрываются в эрозионных врезах рек. В разрезе формации довольно четко выделяются две пачки: нижняя преимущественно пестроцветная и верхняя красноцветная. Обе пачки состоят из переслаивающихся алевролитов и песчаников с подчиненными прослоями мергелей и конкреционных известняков. В Болынесынинской впадине отмечается появление углисто-глинистых сланцев, глин и маломощных прослоев бурых углей. В вещественном составе пород наблюдается общая тенденция к увеличению их дисперсности в западном направлении с удалением от горных сооружений Урала. Мощность отложений изменяется от 150 - 550 м на поднятиях до 6 - 7 км в зоне Предуральского прогиба. Местами ( Седуяхинское поднятие) осадки формации полностью размыты. Физические свойства алевролитов и глин изучены только в с. Обобщенные показатели приведены ниже.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

К предыстории становления газовой промышленности Европейского Севера России

Впервые на газопроявления ухтинской нефти её исследователи обратили внимание в конце XIX — начале XX века.

Хронограф отечественной нефтегазовой промышленностиОдним из первых был Александр Николаевич Замятин (1879–1918) — горный инженер, адъюнкт-геолог Геологического комитета в Петербурге, исследователь Ухтинского нефтяного района начала прошлого века.Он утверждал, что почти во всех буровых и во многих местах естественных выходов выделяется много горючих газов. В буровой номер 1, заложенной инженером Стукачевым, на левом берегу Ухты в районе Сидоровой казармы с глубины 45–86 футов началось бурное выделение горючих газов. Буровая переливала горько-соленой водой с интенсивным выделением горючих газов. Анализ этих газов, проведенный в химической лаборатории, дал такие результаты: метана (Ch5) — 99,2%; углекислоты (CO2) — 0,6%; кислорода (О) — 0,2%.

Помимо Замятина, в 1918 году на газоносность северной ухтинской нефти обратил внимание и Иван Михайлович Губкин. Но только в 1926 году в Ухтинский нефтяной район Геологическим комитетом была направлена группа А. А. Черепенникова и М. Н. Воробьёва для исследования как естественных газовых выходов, так и выходов газа из буровых скважин. Работы получили продолжение в 1927 году. Дебит газовых выходов был невелик, но зато были исследованы воды Ухтинского нефтяного района, что привело к открытию месторождения радия.

Несмотря на широкий разворот работ по нефти, каменному углю, радию в 1929–1930 гг., внимание к проблемам газопроявления на Ухте не ослабевало.

В 1931–1932 гг. по рекомендации Николая Николаевича Тихоновича, наряду с Ухтинским районом, было обращено внимание и на Верхнеижемский регион — на проведение разведочных работ на нефть и газ около деревни Крутой. Здесь 5 октября 1932 года была забурена разведочная скважина на нефть, которая 4 июня 1935 года выбросила столб воды и фонтан газа. Он первоначально дал 1 000 000 кубометров в сутки с нефтеносного газового пласта с глубины 707 метров. Так было открыто Седъёльское месторождение газа. Это было первое месторождение природного газа на севере страны.

Позже были открыты еще несколько месторождений: в 1943 — Войвожское нефтегазовое, в 1945 — Нибельское нефтегазовое, в то время крупнейшее в стране. В 1949 году открыто Кушкоджское газовое и Верхне-Омринское газонефтяное месторождения. В 1951 заявило о себе Нижне-Омринское нефтегазовое месторождение. В 1956 году открыто Джебольское газоконденсатное. С 1961 по 1963 год страна узнала об открытии Курьинского газового месторождения (самое южное в Тимано-Печорской провинции), Западно-Тэбукского месторождения нефти, растворенного газа и гелия, Печорогородского газоконденсатного, Печоро-Кожвинского газонефтяного и Пашнинского нефтегазового месторождений. А в 1964 году из разведочной скважины № 2 на Нижне-Вуктыльской площади получен фонтанный приток газа с конденсатом — было открыто уникальное Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

Такой была предыстория «Севергазпрома».

Стабильная и устойчивая работа ООО «Газпром трансгаз Ухта» базируется на почти 50-летней истории поисков, сложных и интересных технических решений, открытий и освоения газовых богатств Европейского Севера страны. Более 49 лет назад тысячи людей связали свою судьбу с газовой отраслью. Геологи, буровики, промысловики и газотранспортники, строители и вышкомонтажники стали основателями мощного промышленного комплекса, одного из крупнейших подразделений ПАО «Газпром».

Многие работники предприятия награждены орденами и медалями, трое удостоены звания Героя Социалистического Труда.

«Газпром трансгаз Ухта» — крупнейшая на Европейском Севере России компания, ранее носившая фирменное наименование ООО «Севергазпром», в которой до 2008 года были объединены все направления газового бизнеса: от поисков и разведки месторождений углеводородного сырья до его добычи, транспорта и переработки.

В 2007 году состоялась реструктуризация ООО «Севергазпром» путём выделения из его состава ООО «Газпром переработка», ООО «Газпром югподземремонт-Ухта» и ООО «Газпромтранс-Ухта».

С 1 февраля 2008 года ООО «Севергазпром» переименовано в ООО «Газпром трансгаз Ухта», основным видом деятельности которого является транспортировка природного газа по магистральным газопроводам.

Высокая репутация предприятия подтверждается всей многолетней историей его развития.

Исторические подробности можно узнать в Комплексе выставочных залов ООО «Газпром трансгаз Ухта» по проспекту Ленина 50, город Ухта. Телефоны для предварительных заявок: (+7 8216) 77-20-66, (+7 8216) 77-35-04, факс (+7 8216) 77-24-80. Экскурсии проводятся бесплатно.

Как добраться до Комплекса выставочных залов ООО «Газпром трансгаз Ухта» — маршрутные такси № 2, 5, 7 до остановки «улица Куратова»
История компании
«Газпром трансгаз Ухта» сегодня
Хроника важнейших событий

ukhta-tr.gazprom.ru