Слоеный пирог: как добывают "трудную" нефть Лугинецкого месторождения. Лугинецкое месторождение нефти


Западно-Лугинецкое месторождение: карта и описание

Западно-Лугинецкое месторождение на карте

Западно-Лугинецкое месторождение - это нефтяная залежь, которая находится в Томской области на территории Парабельского района. Западно-Лугинецкое месторождение на карте стоит искать в 420 километрах от Томска, в 190 километрах от районного центра города Парабель. Западно-Лугинецкое месторождение удалено от поселка Средний Васюган на 185 километров и на 90 километров от поселения нефтяников Кедровый. Здесь есть свой аэровокзал с бетонированной посадочной полосой, почта и медицинский центр.

Западно-Лугинецкое месторождение удалено от имеющейся инфраструктуры. Ближайшая автомобильная дорога с твердым покрытием находится в сотне километров от участка. Поэтому доставка грузов на месторождение возможно зимой только по временным автодорогам – зимникам, а летом вертолетами.

Местоположение Западно-Лугинецкого месторождения определяет близость нефтегазопроводов. В 15 километрах от участка проходит ведомственный трубопровод для транспортировки газоконденсата, а в 50 километрах газопровод. Линии электропередач протянуты параллельно трубопроводам.

Западно-Лугинецкое месторождение: история

Западно-Лугинецкое месторождение на карте страны появилось еще в конце 90-х годов. Однако исследование и выработка на участке началась только в 2010 году. Спустя два года была пробурена пробная скважина. Ее проектная глубина составила почти 3 тысячи метров.

По проекту добычу на Западно-Лугинецком месторождении планируется вести из 50 скважин, по 18 на каждом кусте.

Сегодня Западно-Лугинецкое месторождение – это промышленная разработка с хорошей инфраструктурой. На объекте имеется все необходимое для добычи углеводородного сырья – буровые установки, насосные станции, краны для поднятия грузов, строительные машины. Так же здесь есть мобильные общежития для рабочих.

Западно-Лугинецкое месторождение по размеру относится к небольшим. Производительность залежи составляет пять миллионов тонн (первой и второй категории).

Западно-Лугинецкое месторождение: геология

Западно-Лугинецкое месторождение находится в Лугинецком нефтеносном районе. Это крупный участок, который имеет несколько значимых залежей сырья. В перспективнее здесь планируется добывать не только нефть, но и газ. При этом по объемам газодобыча может превзойти нефтевыработку.

Местоположение Западно-Лугинецкого месторождения определяет его геологические особенности. Оно относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и приурочено к Лугинецкому тектоническому поднятию, которое расположено на севере Пудинского мегавала.

Западно-Лугинецкое месторождение - частью блока месторождений под номером 87. В него так же входят Нижнелугинецкий и Мыгинский участки Шингинской разработки по добычи углеводородов. Общий запас блока оценен в одиннадцать с половиной тысяч тонн.

Добычу на Западно-Лугинецком месторождении сегодня ведет дочка Газпромнефти компания Газпромнефть-Восток. Для предприятия это важный, но не единственный проект в регионе.

Западно-Лугинецкое месторождение: координаты

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru

Лугинецкое газоконденсатно-нефтяное месторождение Томской области Текст научной статьи по специальности «Геология»

ИЗВЕСТИЯ

ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА

им. С. М. КИРОВА

Том 284 1976

ЛУГИНЕЦКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Ю. В. НАИДАНОВ (Представлена профессором А. В. Аксариным)

Лугинецкое месторождение располфжено в Каргасокском районе Томской области и является вторым после Мыльджинского по утвержденным запасам в пудинском газонефтеносном регионе. Лугинецкая локальная структура (находится в пределах одноименного куполовидного поднятия, выделенного сейсморазведкой в северо-западной части Пу-динского мегавала. На структурной карте по сейсмическому отражающему горизонту П-а (подошва баженовской свиты верхней юры) эта структура представляет собой брахиантиклинальную складку, почти целиком оконтуривающуюся сейсмоизогипсой — 2320 м. Только на самом юго-востоке эта изогипса не замыкается на небольшом участке (рис. 1).

Простирание структуры северо-западное, размеры 25-34 км, амплитуда 160 м (для сравнения отметим: амплитуда Северо-Васюганской структуры 150 м, Мыльджинской ■— 120 м). Структурный план Лугинец-кого локального поднятия в вышележащих реперах значительно упро-шаегся.

Месторождение открыто в 1967 году скважиной № 152, пробуренной в присводовой части структуры. По результатам испытания на Лу-гинецком месторождении установлено две залежи — газовая и нефтяная, которые связаны между собой гидродинамически. Промышленно газонефтеносными являются юрские отложения, где выделяются продуктивные пласты Ю-1, Ю-2 и Ю-3. Между указанными пластами не всегда имеются глинисто-алевролитовые прослои и поэтому разделение их встречает определенные трудности. При отбивке границ указанных продуктивных пластов по каротажным диаграммам за основу бралась скважина № 151, где их дифференциация проявляется наиболее четко.

Отсутствие монолитности, гидродинамическая связь между слоями позволили всю эту серию пластов индексировать как продуктивный пласт Ю-,-3.

Кровля пласта довольно четко отбивается на диаграммах стандартного электрокаротажа по резкому спаду кривой КС при переходе от высокоомных битуминозных аргиллитов баженовской свиты к низ-коомным алевролито-песчаным отложениям верхней части васюганской свиты. Кроме того, черные битуминозные аргиллиты баженовской свиты хорошо следятся по керну.

Подошва пласта выделяется менее уверенно, а в части скважин да-же с определенной степенью условности, так как проходит в монотон-

. е □ -еи о

Рис. 1. Структурная карта Лугинецкого месторождения. Масштаб 1:200 000: 1—сейсмоизогипсы отражающего горизонта Па (низы баженовской свиты)'; 2 — изогипсы по данным бурения; 3 — водо-нефтяной контакт; 4 — газо-нефтяной контакт; 5—скважины пробуренные

ной толще переслаивающихся между собой песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Эта условность касается в основном тех скважин, где нижняя часть пласта уже не продуктивна (водоносна). Поэтому такое выделение подошвы ие отражается на точности структурных построений и определений высотных положений газонефтяных построений и определений высотных положений газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов, поскольку мы имеем дело с пластовой залежью массивного типа. Установление границ раздела пластовых флюидов (ГНК, ВНК) представляет определенные трудности. В большинстве случаев эти границы проходят в переслаивающейся и электрически неоднородной толще, в которой применяемый метод БКЗ мало эффективен.

Поэтому наиболее применим в таком разрезе метод определения ВНК (ГНК) по результатам испытания в колонне небольших интервалов пласта; при этом учитываются и данные электрокаротажа.

На Лугинецком месторождении определение ВНК сделано в основном по результатам испытания скважин, а отбивка ГНК произведена по данным временных замеров НГК и испытанию.

Абсолютная отметка газонефтяного контакта — 2225 м, водонефтяного— 2244 м. Рабочие дебиты газа на 12,5 мм диафрагме составили

59—351 тыс. м3/сутнефти (на штуцере 8 мм) 11—107 мг1сут. Пластовое давление в газовой залежи 240—244 ата в нефтяной части — 241— 245 ати; среднее значение'пластовой' температуры 80° С.

Конденсато-газовый фактор (стабильный конденсат) изменяется от 138 до 279 смг\мг\ среднее его значение по месторождению 204 смъ!мг. Этаж газоносности 87 метров, нефтеносности 19 метров (на Северо-Ва-сюганском и Мыльджинском месторождениях этаж газоносности 74 метра).

Общая мощность продуктивного пласта Ю1-3 92—127 м, эффективная — 24—55 метров. Количество песчаных прослоев достигает 9—29.

Некоторое увеличение песчанистости наблюдается в центральной части структуры, а также на северо-восточных ее частях.

Песчаные пласты меловых отложений (куломзинской, тарсрой, по-курской и ипатовской свит) опробованы в ряде присводовых и крыльевых скважин; везде получены притоки пластовой воды или притока не получено совсем.

Базальный пласт на контакте платформенных отложений и палеозоя (так называемая кора выветривания, пласт М) испытан в скважине № 160, получено небольшое количество пластовой воды.

Газонефтяная залеЖь пласта Ю1--3 подстилается по всему контуру водой. Воды хлоркальциевые, с минерализацией 47—53 г/л. Статические уровни по нескольким скважинам (156, 160, 161, 163) имеют абсолютные отметки +97 м, +62 м, +118 м, +96 м.

Областью питания юрских вод является южное обрамление Западно-Сибирской низменности. Региональная область разгрузки подземных вод, видимо, находится в акватории Карского моря.

Учитывая влияние на залежь газовой части («шапки»), режим месторождения можно считать смешанным, т. е. упругогазонапорным+ упруговодонапорным. Особо следует остановиться на перспективе газоносности базального пласта М Пудинского мегавала в целом. За последнее время газоносность нижней части отложений платформенного чехла здесь доказана открытием Верхне-Комбарского месторождения (юго-юго-запад Пудинского мегайала) и совсем недавно установлением залежи газа в пласте М на Останинском месторождении (юго-западный борт мегавала), т. е. намечается зона возможного развития пласта М в пределах юго-западного склона мегавала. Характерно, что продуктивный пласт № в скважине 425-первооткрывательнице газовой залежи на Останинской структуре, имеет очень низкое для этих районов удельное сопротивление (3,8 омм), хотя в практике известны случаи получения значительных фонтанов нефти и при таком удельном сопротивлении продуктивных пластов (Малореченская — 3,6 омм; Оленья — 3,5 омм площади).

Интересные данные можно было получить и на Лугинецком месторождении, расположенном в северо-западной оконечности Пудинского мегавала, но там на ю^-западном крыле структуры нет скважин, вскрывших палеозой, и поэтому нельзя уверенно судить о распространении коллектора и характере насыщения пласта М.

В дальнейшем в пределах Лугинецкой структуры намечается бурение параметрической скважины с задачей вскрытия палеозойских образований на значительную глубину (300—500 м) и изучение их нефте-газоносности. В связи с изложенным, заложить такую скважину целесообразно в юго-западной части структуры. Таким образом, палеозойские образования в пределах Пудинского мегавала несомненно являются потенциальной базой для дальнейшего увеличения ресурсов газа (возможно, и нефти).

По данным лабораторных анализов свободный газ продуктивного пласта Ю1-3 Лугинецкого месторождения имеет углеводородный состав. Основным его компонентом является метан, содержание которого колеблется от 78 до 92%. Сумма тяжелых углеводородов (этан-гексан) изменяется от 6 до 16%. Азот в составе газа составляет 2—12%, в небольшом количестве присутствует углекислота 0,1 —1,6%, сероводорода нет. Какой-либо закономерности в изменении газового состава по площади месторождения не выявлено, но отмечается увеличение суммы тяжелых углеводородов в скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности (159, 163, 168).

Относительный удельный вес газа по воздуху 0,58—0,72 г\смъ, низшая теплота сгорания 8000—9700 ккал/мг. Максимальная концентрация гелия 0,03%.

По данным поверхностных анализов нефть имеет удельный вес 0,815—0,851 г/см*.

Температура начала кипения 35—124° С. Легких фракций, выкипающих до 200° С, содержится 18—42%, выкипающих до 300° С, содержится 38—65%. Смол силикагелевых по анализам в пробах отмечено до 8%, парафина до 4%, серы — до 0,46%.

В групповом составе преобладают метановые углеводороды (27—50%), меньше — нафтеновых (15—34%), еще меньше — ароматических (15—27%).

Давление насыщения нефти газом 144 ати, вязкость пластовой нефти 0, 59 сст; объемный коэффициент 1,29 м3/мг. Стабильный конденсат изучен в поверхностных пробах; удельный вес его 0,713—0,754 г/см3у начало кипения 28—76° С. До 200° С выкипает 75—92%, полностью выкипает до 250—300° С. По групповому углеводородному составу мета-ново-нафтеновый с небольшим содержанием ароматики. Учитывая большое практическое значение нефти и конденсата как сырья для Томского нефтехимического комплекса, в лаборатории технологии топлива Томского института изучены их товарные свойства по программе ВНИПИ. Бензиновые погоны нефти и конденсата характеризуются отсутствием сернистых соединений и невысокими октановыми числами в чистом виде—44—47 для нефти и 48—67 для конденсата. Однако все бензины имеют высокую приемистость к тетраэтилсвинцу (ТЭС).

Все бензиновые фракции конденсата от Н. К. до 150° С удовлетворяют требованиям к бензину марки А-72, но с добавлением ТЭС; фракция Н. К.— 100° С и все последующие отвечают требованиям ГОСТа к автомобильному бензину А-66. Легкие погоны от Н. К. до 120° С при добавке ТЭС 0,82 г/кг соответствуют ГОСТу на автобензин А-74.

Бензиновые фракции нефти от Н. К. до 180° С после прибавления этиловой жидкости в количестве 0,82 г//сг будут полностью отвечать ГОСТу на автомобильный бензин А-66. Все фракции с концом кипения выше 180° С имеют октановые числа менее 66 (с добавлением ТЭС) и могут быть использованы лишь как компоненты бензинов.

Фракция 120—240° С нефти по всем показателям отвечает ГОСТу на топливо марки Т-1.

Фракция 120—240° С и 120—280° С конденсата по всем показателям, кроме кислотности и температуры начала кристаллизации, соответствует топливу марки Т-2.

Следовательно, при получении кондиционного топлива для ВРД (воздушно-реактивных двигателей) они нуждаются лишь в щелочной очистке и депарафинизации или в добавке депрессатора.

Для получения топлив Т-1 и ТС-2 указанные погоны не могут быть использованы. Дистилляты дизельных топлив нефти отвечают ГОСТу

на дизельное летнее топливо. В качестве дизельных топлив конденсата были испытаны остатки, кипящие выше 150° С и выше 200° С; обе испытанные фракции характеризуются очень высокими центановыми числами — выше 56. Остаток выше 150° С по всем показателям, кроме температуры застывания, соответствует дизельному топливу «Л» для быстроходных двигателей.

Остаток, выкипающий выше 200° С, будет отвечать топливу «3», но только после депарафинизации. Также следует отметить, что остаток конденсата выше 200° С после щелочной очистки проходит по ГОСТу на осветительный керосин.

Из нефти может быть получен осветительный керосин с выходом 35%. Однако эти фракции не могут использоваться в качестве тракторного горючего из-за низких октановых чисел.

Фракция 350—450° С нефти является хорошим сырьем для ката-лического крекинга.

При переработке нефти могут быть получены топочные мазуты марок 40, 100 и 200, а также вязкие дорожные битумы.

Результаты анализа по изучению группового углеводородного состава бензиновых фракций нефти и конденсата свидетельствуют об их исключительной ценности как сырья для нефтехимии, процессов пиролиза и каталитического риформинга.

При исследовании группового углеводородного состава пятидесятиградусных фракций, выкипающих выше 200° С, установлено, что в указанных фракциях конденсата содержание ароматических углеводородов составляет 12—15%, и в их составе преобладают производные бензола. Содержание ароматических углеводородов в 50-градусных фракциях нефти составляет 29—46%. В зависимости от температурных пределов отбора фракций содержание парафино-нафтеновых углеводородов может быть 50—71%, уменьшаясь с увеличением температуры кипения фракций.

По углеводородному составу нефть Лугинецкого месторождения относится к парафино-нафтеновому типу.

Потенциальное содержание и характеристика дистиллятных и остаточных масел, определенные методом адсорбционного разделения на силикагеле, позволяют считать, что из нефти можно получить 8,3% ^дистиллятных и 4% остаточных масел с индексом вязкости (ИВ) 85. Согласно, технологической классификации (ГОСТ-912-66) нефть Лугинецкого месторождения относится к классу I. типу Ть По содержанию базовых масел нефть соответствует группе М2 и подгруппе Иь По содержанию парафина нефть принадлежит к виду П2. Следовательно, эта нефть имеет шифр ITiM2Hin2.

Выше уже отмечалась практическая ценность нефти и конденсата как сырья для нефтехимии. В заключение следует еще раз подчеркнуть, что благодаря незначительному содержанию ароматики, преобладанию в составе фракций парафиновых углеводородов и полному отсутствию серы, конденсат данного месторождения является исключительно ценным сырьем для пиролиза и может быть рекомендован для использования его в качестве сырья для нефтекомбината, строительство которого намечается осуществить близ города Томска.

cyberleninka.ru

Слоеный пирог: как добывают "трудную" нефть Лугинецкого месторождения

ТОМСК, 18 фев – РИА Томск. Лугинецкое месторождение среди промыслов "Томскнефти" уникальное. Его главная особенность – многослойность, которая проявляется в сочетании нефти, газа и конденсата. С одной стороны — это, безусловно, богатство, а с другой — целый букет эксплуатационных проблем, поскольку к каждой скважине при таких условиях нужен индивидуальный подход.

Козырь "против" – козырь "за"

Первые поисковые работы на участке начались еще полвека назад, когда была пробурена Пудинская опорная скважина. Она подтвердила перспективность развития третьего нефтедобывающего района, на территории которого в дальнейшем было открыто около 20 месторождений. В том числе одно из крупнейших — Лугинецкое.

© РИА Томск. Олег Асратян

Лугинецкая газокомпрессорная станция

© РИА Томск. Олег Асратян Сегодня Лугинецкое является одним из самых крупных поставщиков газа среди месторождений "Томскнефти". Благодаря построенной на промысле в 2002 году газокомпрессорной станции, попутный нефтяной газ, который когда-то был главным "козырем" против развития данного промысла, в настоящее время стал стратегическим продуктом для компании.  

Ежегодно 1,4 миллиарда кубометров попутного нефтяного газа (ПНГ) с Лугинецкого перерабатывается в отбензиненный газ, пригодный для использования в бытовых нуждах, для отопления домов. "Готовый" газ подается в магистральный газопровод Нижневартовск - Парабель - Кузбасс, являющийся составной частью газотранспортной системы России. Именно он уходит в дома жителей городов и поселков Западной Сибири.

© РИА Томск. Олег Асратян

Сотрудник газокомпрессорной станции на Лугинецком месторождении

Углеводородное разноцветье

"Палитра цветов добываемого "черного золота" на Лугинецком – самая разнообразная: от почти прозрачной до очень темной. Все это благодаря газу, или, как его еще называют, нефтяному конденсату, который выходит на поверхность земли вместе с легкими нефтяными фракциями. Он более чистый, приближенный по составу и цвету к бензину", - пояснил начальник цеха добычи нефти и газа №5 Сергей Акимов.

© РИА Томск. Олег Асратян

Пробы нефти на Лугинецком месторождении

Несмотря на то, что Лугинецкое – одно из старейших месторождений компании, показатели добычи здесь не хуже, чем на других, более свежих промыслах. Достигается это при помощи постоянных мер по интенсификации добычи – регулярно проводимых гидроразрывов пласта, а также путем включения в работу новых кустов и скважин. © flickr.com/ futureatlas.com Так, в 2015 году на месторождениях, входящих в состав Лугинецкого региона, планируется пробурить около 30 новых скважин. "Средний дебет по скважинам - от 40 до 44 тонн в сутки.  Планы хорошие, будем надеяться, что все реализуется", - уточнил Акимов.

Километры для транспортировки

Транспортировка "черного золота" с Лугинецкого происходит через магистральный нефтепровод, в который нефть поступает только после осуществления целого комплекса мероприятий. Сначала ее отделяют от примесей, нормализуют, производится отбор проб и  анализ в химико-аналитической лаборатории, и только после этого уже производится сдача товарной (готовой) нефти.

© РИА Томск. Олег Асратян

Лугинецкое месторождение

Внутри месторождения сырье также транспортируется по нефтепроводам – только на территории Лугинецкого в ведении нефтяников около 300 километров нефтесборных коллекторов. Для того чтобы предотвратить порывы, работники цеха текущего ремонта трубопроводов ежедневно проходят каждый участок напорной сети, лично осматривая трубы. 

© РИА Томск. Олег Асратян На Лугинецком за сохранность трубопроводных сетей месторождения отвечают около 60 человек. "Это и ремонтный состав – слесари-ремонтники, электрогазосварщики и линейные трубопроводчики, которые занимаются осмотром трубопроводов и их техобслуживанием", - пояснил начальник цеха текущего ремонта трубопроводов Лугинецкого месторождения Валерий Красноперов.

Вдоль по тропке

Задача линейных трубопроводчиков – ежедневно лично осматривать каждый километр труб на предмет утечек и трещин. Зимой – на лыжах и снегоходах, летом – пешком или на машинах - трубопроводчики регулярно проводят инспекцию нефтепроводов. 

"Если есть такие-то утечки – они оперативно сообщают, и на место выдвигается бригада наладчиков. Аварии влекут за собой экологические риски и финансовые, поэтому сохранности труб в "Томскнефти" принято уделять самое пристальное внимание", - уточнил Красноперов, пояснив, что аварии на нефтепроводах происходят крайне редко.

© РИА Томск. Олег Асратян

Трубопроводчики на Лугинецком месторождении. Инспекцию нефтепроводов зимой проводят на лыжах и снегоходах.

© РИА Томск. Олег Асратян "Главная причина порывов – разгерметизация трубы из-за коррозии. Поэтому мы регулярно проводим мероприятия по профилактике порывов. Скорость коррозии  рассчитываем при помощи узлов контроля коррозии. Через данный узел  специальный металлический "образец-свидетель", сделанный из того же металла, что и трубопровод, опускают в трубу и оставляют на некоторое время", - пояснил начальник цеха. 

Затем образец вытаскивают и с помощью взвешивания рассчитывают скорость коррозии в заданной среде. "Допустим, толщина образца была 8 миллиметров, а стала 7, значит, параллельно в том же месте и на такую же глубину разъело  трубопровод", - уточнил собеседник агентства.

Таким образом, работникам цеха удается заранее найти места предполагаемых порывов и вовремя их заменить. "Ремонтом и заменой прохудившихся  участков мы тоже занимаемся сами – силами работников нашего цеха. Для этого у нас есть вся необходимая техника – более 20 единиц - и самое главное - опыт устранения таких порывов", - уточнил он.

© РИА Томск. Олег Асратян

Трубопроводчики на Лугинецком месторождении регулярно проводят инспекцию нефтепроводов, чтобы исключить их повреждения и порывы

Для справки

В настоящее время на Лугинецком добыча идет на 249 скважинах. В 2014 году на месторождении было добыто 796 тысяч тонн нефти. "План по добыче на следующий год чуть выше. Благодаря вводу новых кустов и интенсификации прежних запасов, он вполне реализуем", - пояснил Акимов.

По итогам ушедшего года геолого-технические мероприятия на Лугинецком были выполнены на 100,7%. "Проблемы, конечно, были, и план мы немного не выполнили, однако в целом год прошел весьма успешно. В январе у промысла открывается второе дыхание при открытии зимников. Производятся гидроразрывы пласта, освоение и запуск в работу новых скважин", - добавил он. 

© РИА Томск. Олег Асратян

Лугинецкое месторождение

www.riatomsk.ru

Как добывают "трудную" нефть Лугинецкого месторождения

Лугинецкое месторождение среди промыслов "Томскнефти" уникальное. Его главная особенность – многослойность, которая проявляется в сочетании нефти, газа и конденсата. С одной стороны — это, безусловно, богатство, а с другой — целый букет эксплуатационных проблем, поскольку к каждой скважине при таких условиях нужен индивидуальный подход.

Козырь "против" – козырь "за"

Первые поисковые работы на участке начались еще полвека назад, когда была пробурена Пудинская опорная скважина. Она подтвердила перспективность развития третьего нефтедобывающего района, на территории которого в дальнейшем было открыто около 20 месторождений. В том числе одно из крупнейших — Лугинецкое.

Сегодня Лугинецкое является одним из самых крупных поставщиков газа среди месторождений "Томскнефти". Благодаря построенной на промысле в 2002 году газокомпрессорной станции, попутный нефтяной газ, который когда-то был главным "козырем" против развития данного промысла, в настоящее время стал стратегическим продуктом для компании.

Ежегодно 1,4 миллиарда кубометров попутного нефтяного газа (ПНГ) с Лугинецкого перерабатывается в отбензиненный газ, пригодный для использования в бытовых нуждах, для отопления домов. "Готовый" газ подается в магистральный газопровод Нижневартовск - Парабель - Кузбасс, являющийся составной частью газотранспортной системы России. Именно он уходит в дома жителей городов и поселков Западной Сибири.

Углеводородное разноцветье

"Палитра цветов добываемого "черного золота" на Лугинецком – самая разнообразная: от почти прозрачной до очень темной. Все это благодаря газу, или, как его еще называют, нефтяному конденсату, который выходит на поверхность земли вместе с легкими нефтяными фракциями. Он более чистый, приближенный по составу и цвету к бензину", - пояснил начальник цеха добычи нефти и газа №5 Сергей Акимов.

Несмотря на то, что Лугинецкое – одно из старейших месторождений компании, показатели добычи здесь не хуже, чем на других, более свежих промыслах. Достигается это при помощи постоянных мер по интенсификации добычи – регулярно проводимых гидроразрывов пласта, а также путем включения в работу новых кустов и скважин.

Так, в 2015 году на месторождениях, входящих в состав Лугинецкого региона, планируется пробурить около 30 новых скважин. "Средний дебет по скважинам - от 40 до 44 тонн в сутки. Планы хорошие, будем надеяться, что все реализуется", - уточнил Акимов.

Километры для транспортировки

Транспортировка "черного золота" с Лугинецкого происходит через магистральный нефтепровод, в который нефть поступает только после осуществления целого комплекса мероприятий. Сначала ее отделяют от примесей, нормализуют, производится отбор проб и анализ в химико-аналитической лаборатории, и только после этого уже производится сдача товарной (готовой) нефти.

Внутри месторождения сырье также транспортируется по нефтепроводам – только на территории Лугинецкого в ведении нефтяников около 300 километров нефтесборных коллекторов. Для того чтобы предотвратить порывы, работники цеха текущего ремонта трубопроводов ежедневно проходят каждый участок напорной сети, лично осматривая трубы.

На Лугинецком за сохранность трубопроводных сетей месторождения отвечают около 60 человек. "Это и ремонтный состав – слесари-ремонтники, электрогазосварщики и линейные трубопроводчики, которые занимаются осмотром трубопроводов и их техобслуживанием", - пояснил начальник цеха текущего ремонта трубопроводов Лугинецкого месторождения Валерий Красноперов.

Вдоль по тропке

Задача линейных трубопроводчиков – ежедневно лично осматривать каждый километр труб на предмет утечек и трещин. Зимой – на лыжах и снегоходах, летом – пешком или на машинах - трубопроводчики регулярно проводят инспекцию нефтепроводов.

"Если есть такие-то утечки – они оперативно сообщают, и на место выдвигается бригада наладчиков. Аварии влекут за собой экологические риски и финансовые, поэтому сохранности труб в "Томскнефти" принято уделять самое пристальное внимание", - уточнил Красноперов, пояснив, что аварии на нефтепроводах происходят крайне редко.

"Главная причина порывов – разгерметизация трубы из-за коррозии. Поэтому мы регулярно проводим мероприятия по профилактике порывов. Скорость коррозии рассчитываем при помощи узлов контроля коррозии. Через данный узел специальный металлический "образец-свидетель", сделанный из того же металла, что и трубопровод, опускают в трубу и оставляют на некоторое время", - пояснил начальник цеха.

Затем образец вытаскивают и с помощью взвешивания рассчитывают скорость коррозии в заданной среде. "Допустим, толщина образца была 8 миллиметров, а стала 7, значит, параллельно в том же месте и на такую же глубину разъело трубопровод", - уточнил собеседник агентства.

Таким образом, работникам цеха удается заранее найти места предполагаемых порывов и вовремя их заменить. "Ремонтом и заменой прохудившихся участков мы тоже занимаемся сами – силами работников нашего цеха. Для этого у нас есть вся необходимая техника – более 20 единиц - и самое главное - опыт устранения таких порывов", - уточнил он.

Для справки

В настоящее время на Лугинецком добыча идет на 249 скважинах. В 2014 году на месторождении было добыто 796 тысяч тонн нефти. "План по добыче на следующий год чуть выше. Благодаря вводу новых кустов и интенсификации прежних запасов, он вполне реализуем", - пояснил Акимов.

По итогам ушедшего года геолого-технические мероприятия на Лугинецком были выполнены на 100,7%. "Проблемы, конечно, были, и план мы немного не выполнили, однако в целом год прошел весьма успешно. В январе у промысла открывается второе дыхание при открытии зимников. Производятся гидроразрывы пласта, освоение и запуск в работу новых скважин", - добавил он.

http://www.benzol.ru/n/4DAD7

bizon.ru

Лугинецкое месторождение, в каталоге нефтяных и газовых месторождений независимого нефтегазового Портала НефтьГазИнформ

Тип: Нефтегазоконденсатное месторождение

Местонахождение: Томская область

Координаты: 58.250556, 78.999167

Расположение месторождения

Лугинецкое месторождение – это нефтегазоконденсатное месторождение на территории Российской Федерации. Оно располагается в Каргасокском и Парабельском районах. Оно является одним из самых крупных на территории в Томской области. В тектоническом плане нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к куполовидному поднятию с одноименным названием. Данное поднятии находится на севере Пудиннского мегавала. На западе поднятие граничит с Нюрольской впадиной, а на востоке с Усть-Тымской впадиной. На северо-западе поднятие граничит с зоной сочленения Пудинского и Средневасюганского мегавалов. Лугинецкий район считается одним из самых крупных нефтедобывающих участков в Томской области. Здесь имеются крупные запасы свободного газа, который в перспективе будет нефте- и газодобывающим. Данная территория является уникальной тем, что стратиграфический диапазон нефтегазоносности идет в интервале от девона и до валанжина. Кроме того, здесь очень большая концентрация ресурсов в палеозое, чему аналогов на других участков нет.

История:

Лугенецкий район начал разрабатываться с 1982 году, и тогда здесь было добыто порядка 9,77 миллионов тонн нефти. На начальном этапе исследований Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения считали, что горизонты между собой связаны гидродинамически. Но после бурения было показано, что уровни ГНК и ВНК являются непостоянными для всей площади. Месторождение представляет из себя изометрическую антиклинальную раскладку, которая имеет размеры 30х24 километра, а амплитуду – 160 метров. Залежи тут газоконденсатные, которые имеют нефтяную оторочку.

Показатели:

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение является средним по своим запасам месторождением. Начальные извлекаемые запасы здесь составляют порядка 25,5 миллионов тонн, а это около 33 % на всей территории Лугинецкого района.

oilgasinform.ru

Ново-Лугинецкое месторождение: карта и описание

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение

Расположенное в Парабельском и Каргасокском районах, является одним из крупнейших на территории Томской области. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию, находящемуся в северной части Пудинского мегавала. На западе Лугинецкое куполовидное поднятие граничит с Нюрольской впадиной, на востоке — с Усть-Тымской впадиной, на северо-западе — с зоной сочленения Средневасюганского и Пудинского мегавалов.

Основная газонефтяная залежь связана с отложениями горизонтов Ю1 и Ю2. На начальных этапах исследований Лугинецкого месторождения считалось, что залежи этих горизонтов гидродинамически связаны между собой. Газонефтяной контакт (ГНК) был принят на абсолютной отметке 2222 м, водонефтяной контакт (ВНК) — 2244 м. Последующим бурением было показано, что уровни ВНК и ГНК непостоянны для всей площади. В частности, в скважине 182, пробуренной в южной части месторождения, ВНК определен на абсолютной отметке 2252 м.

Результаты испытаний горизонта Ю1 в скважине 188, пробуренной в 1994 году в северной части площади в пределах Северо-Лугинецкой структуры, также показали, что уровни ВНК и ГНК расположены здесь на существенно больших глубинах, чем в пределах собственно Лугинецкого поднятия. В то же время выполненные в пликативном варианте структурные построения по отражающему горизонту II3, приуроченному к подошве баженовской свиты, свидетельствуют о том, что изогипса, проведенная на уровне ВНК основной залежи, включает и северный купол структуры II порядка, т. е. Северо-Лугинецкое поднятие.

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение представляет собой изометрическую антиклинальную раскладку размерами 30×24 км, амплитудой 160 м. Продуктивные горизонты Ю1 и Ю2 залегают на глубинах 2270 — 2340 м. Залежи пластовые с литологическим ограничением. Резервуар выражен переслаиванием мелкозернистых песчаников и аргиллитов. Покрышкой служат глинистые породы мощностью до 200 км. Залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой.

Ново-Лугинецкое месторождение: координаты

58°12'4''N 78°55'57''E

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru

Западно-Лугинецкое месторождение обустроят по Генплану ОЗНЫ // Нефтесервис // Новости

ОЗНА-Проект выиграло тендер на полный комплекс проектно-изыскательских работ на объекте  Газпромнефть-Восток с получением заключения Главгосэкспертизы.

Западно-Лугинецкое месторождение входит в Блок 87 в Томской области, в который также входят Нижнелугинецкое и Мыгинская площадь Шингинского месторождения, запасы которых по категориям С1+С2 составляют 11,5 млн. тонн.

В настоящее время разработку активов ведет дочернее предприятие Газпромнефти - Газпромнефть-Восток.

Этот проект представляет особую важность для Газпромнефть-Восток, т.к. по трубопроводу будет прокачиваться добытая на Западно-Лугинецком месторождении нефть и её последующая подготовка.

 

Специалистам группы ОЗНА предстоит разработать генеральный план обустройства Западно-Лугинецкого месторождения со строительством напорного нефтепровода до установки подготовки нефти (УПН) ОАО Томскнефть ВНК.

Особое внимание должно быть уделено экологической составляющей. Отдельно оговаривается необходимость применения компоновочных и технических решений, минимизирующих негативное техногенное воздействие на растительный и животный мир.

Срок завершения проектирования – октябрь 2012 года.

Лугинецкий район – один из крупнейших нефтедобывающих районов Томской области, начал разрабатываться в 1982 г., тогда было добыто 9.77 млн. т. нефти. В районе сосредоточены значительные разведанные запасы свободного газа и в перспективе он будет не только нефте-, но и газодобывающим.

Причем по уровню добычи газа он превзойдет добычу нефти.

 

Территория Лугинецкого НГД района уникальна по ряду особенностей, в том числе: стратиграфический диапазон нефтегазоносности охватывает интервал от девона до валанжина; значительная концентрация ресурсов в палеозое, аналогов этому нет.

Разведанные и подготовленные к разработке запасы нефти категории С1 - 77.2 млн. т.

Только одно нефтяное месторождение района – Лугинецкое – относится к классу средних и имеет начальные извлекаемые запасы 25.5 млн. т., что составляет 33% от всех запасов нефти на этой территории.

Остальные месторождения относятся к классу мелких и имеют запасы до 5 млн. т: Урманское, Арчинское, Нижне-Табаганское и др. 

Обсудить на форуме

 

neftegaz.ru