Приразломное месторождение нефти в Печорском море. Месторождение нефти печорское


В) Тимано- Печерская нефтегазоносная провинция

Занимает об­ширную территорию Республики Коми и Ненецкого автоном­ного округа Архангельской области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой провинции размещена в относи­тельно неглубоких (800—3300 м) и хорошо изученных геологи­ческих комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Запасы газа находятся в основном на территории Республики Коми. Крупные месторождения газа — Вуктылское, Василковское, Вой-Вожское, Джеболское. Ведуться усиленные геолого-разведочные работы в акватории Баренцева моря. Европейский Север относится к перспективным районам, располагающим запасами топливных ресурсов, которые приуро­чены к Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне морей Северного Ледовитого океана. Природный газ и газоконденсат содержат 94% ме­тана и другие ценные компоненты. В настоящее время уделяется внимание освоению Штокмановского месторо­ждения шельфовой зоны Баренцева моря с запасами, превы­шающими 3 трлн м3 и Ардалинского месторождения Архангель­ской области.

Коренным образом изменилось экономико-географическое положение республики Коми, благодаря открытию западно-сибирского природного газа. Сооружение проходящих по территории республики газопроводов способствовало дорожному строительству, развитию строительной индустрии, линий электропередач до компрессорных станций и т. п. Все это создало дополнительные экономические предпосылки для освоения местных природных ресурсов, несмотря на суровые природные условия.

На территории Тимано-Печерского ТПК открыты запасы природного газа. Особенностью наиболее известного газового месторождения – Вухтыловского является наличие запасов конденсата, из которого можно получать более дешевый бензин, чем из нефти. Вместе с тем наличие конденсата усложняет организацию добычи газа. Другая особенность Вухтыловского газового месторождения – это содержание этана – ценного сырья для органического синтеза.

На территории Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции выявлен целый ряд нефтяных месторождений – Усинкое, Возейское и другие. Эти месторождения отличаются высоким содержанием попутного газа (в 2-3 раза больше, чем в месторождениях Волжско-Уральского бассейна и Западной Сибири). Указанные особенности газовых и нефтяных месторождений Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции требует комплексного использования нефти и газа.

Дальнейшее развитие Тимано-Печерского ТПК заключается в том, чтобы на базе местных природных ресурсов создать и развить добычу нефти, природного газа, алюминиевого и титанового сырья, заготовку и переработку древесины при одновременном развитии угледобычи, электроэнергетики. Реализация этого замысла позволит решить не только отраслевые проблемы, стоящие перед страной в части укрепления ее топливной и сырьевой базы, но и окажет влияние на формирование крупного хозяйственного комплекса на северо-востоке европейской части России – в Вологодской, Архангельской областях и республике Коми.

Г) Нефтегазоносные области Северного Кавказа занимают тер­риторию Краснодарского и Ставропольского краев, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана, Адыгеи, Кабардино-Балка­рии. На Северном Кавказе выделяются две нефтегазоносные области: Дагестанская и Грозненская. Грозненская расположе­на в бассейне реки Терек. Основные месторождения нефти и газа: Малгобекское, Горагорское, Гудермесское. Дагестанская об­ласть тянется широкой полосой от побережья Каспийского мо­ря в западном направлении до Минеральных Вод, а в южной части ее границы проходят по предгорьям Большого Кавказа и охватывают территорию Северной Осетии, Чеченской и Ин­гушской республик, Дагестана. Важнейшие нефтегазоносные месторождения Дагестана — Махачкалинское, Ачису, Избербашское. Крупное месторождение газа в республике — Даге­станские огни.

В пределах Северо-Западного Кавказа расположены Став­ропольская и Краснодарская нефтегазоносные области. В Ставропольском крае крупными месторождениями газа явля­ются Северо-Ставропольское и Пелагиадинское, в Краснодар­ском крае — Ленинградское, Майкопское и Березанское.

Природный газ относится к высококачественному, содержит до 98% метана, имеет высокую теплотворную способность.

Д) Нефтегазоносные области Восточной Сибири в администра­тивном отношении охватывают территории Красноярского края, Иркутской области. В Крас­ноярском крае - Таймырское, Мессояхское месторождения и в Иркут­ской области - Братское месторождение. К перспективным месторождениям относят Марковское, Пилятинское, Криволукское. Кроме того, с 1999 года на севере Иркутской области начали эксплуатировать Ковыткинское месторождение.

Е) На Дальнем Востоке, в бассейне реки Вилюй на территории Республики Саха (Якутия) открыты 10 газоконденсатных месторождений, из них разрабатываются Усть-Вилюйское, Средне-Вилюйское, Мастахское; и на Сахалине - Оха и Тунгорское месторожде­ния.

Для решения топливо-энергетической проблемы на Дальнем Востоке большое значение имеет разработка газовых ресурсов Лено-Вилюйской провинции. Группа месторождений газа в Центральной Якутии сможет обеспечить потребности в нем не только Дальнего Востока, но и Восточной Сибири. В перспективе следует учитывать использование газа на территории Южно-Якутского ТПК в технологических процессах производства стали и фосфорных удобрений. Рациональное использование якутского природного газа не ограничивается промышленностью. Следует также учитывать потребление газа в коммунальной сфере. Собственные потребности Якутии при строительстве новых ГРЭС и других газоемких производств составят около 7 млрд куб. м газа в год. Это означает, что если ограничиваться только добычей газа для местных нужд республики, то придется законсервировать в ее недрах более чем 2/3 подготовленных к эксплуатации запасов природного газа, что снизит эффективность капиталовложений в его разведку и добычу. В тоже время широкое вовлечение природного газа Якутии в межрайонный оборот, а также поставки на внешний рынок повысят эффективность этих затрат в 3-4 раза.

В отличие от нефти, природный газ не требует большой пред­варительной переработки для использования, но его необходимо сразу, отправлять к потребителю. Газ — главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов. Он используется в промышленности (80%) — электроэнергетика, химия, металлур­гия, строительство, полиграфия, а также в быту.

Сформировалось несколько регионов переработки газа— Оренбургский, Астраханский, Сосногорский (Республика Коми) и Западно-Сибирский. Они разнятся по номенклатуре и коли­честву выпускаемой продукции, что прежде всего объясняется объемом разведанных запасов ближайших месторождений и химическим составом добываемого здесь газа.

В номенклатуру продукции газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) входят собственно товарный газ, сера, гелий, пропан-бутановая смесь, технический углерод, широкие фракции легких углеводородов, сжиженный газ, дизтопливо, различные виды бензинов, этан, этилен и др.

Производство каждого из этих видов продуктов распреде­лено по основным регионам. Так, например, на Сосногорском заводе производят технический углерод, применяемый в полиг­рафической промышленности. Экспорт этого продукта растет, завод обеспечивает им не только Россию и страны СНГ, но и го­сударства Центральной и Восточной Европы, Восточной и Юго-Восточной Азии, Скандинавию. Перспективы Сосногорского ГПЗ зависят от освоения месторождений Республики Коми, полуострова Ямал и севера Тюменской области.

По последним данным, добыча газа в 1999 году составила 590,7 млрд куб. м, или 100% к уровню 1998 года. В то же время предприятиями ОАО "Газпром" добыто 545,6 млрд куб. м газа (92% общей добычи), что на 8 млрд куб. м меньше уровня 1998 года.

Потребителям России в 1999 году поставлено 336,5 млрд куб. м, что на 7,3 млрд.куб.м выше 1998 года. Поставка газа за пределы России составила 172,3 млрд куб. м, что на уровне 1998 года.

В 1999 году закачано в подземные хранилища 54,4 млрд куб. м газа, в то время как отбор газа из ПХГ России осуществлен в объеме 52,6 млрд куб. м. [13]

В 1999 году добыча нефти с газовым конденсатом составила 304,8 млн т, что превышает уровень 1998 г. на 1,5 млн тонн. Начиная с июня, обеспечен устойчивый рост добычи нефти с газовым конденсатом. В сравнении с 1998 годом рост добычи нефти обеспечен в нефтяных компаниях: "Сургутнефтегаз" - на 2,4 млн. т (106,8%), "Тюменская НК" - 0,41 млн. т (102.1%), "КомиТЭК" - 0,12 млн. т (103,4%), "НГК Славнефть" - 0,15 млн. т (101,3%), практически сохранили уровни добычи 1998 года ОАО НК "ЮКОС", ОАО "НК ЛУКОЙЛ" и ОАО "ОНАКО".

По состоянию на 01.01.99 в разработке в стране находилось 1137 нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу нефти и конденсата на которых осуществляли 15 нефтяных компаний, 7 организаций РАО "Газпром", 80 мелких самостоятельных российских нефтедобывающих организаций и 44 совместных предприятия с иностранными инвестициями.

Существующая система налогообложения, а также проблема неплатежей привели за последние годы к значительному снижению темпов ввода в разработку новых месторождений, снижению объемов эксплуатационного бурения и обустройства этих месторождений, невыполнению принятых проектных уровней добычи нефти.

studfiles.net

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция | Месторождения

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция - расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области.

Площадь 350 тысяч км2.

Включает Ижма-Печорскую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую, Северно-Предуральскую нефтегазоносные области и Ухта-Ижемский нефтегазоносный район.

Наиболее значительные месторождения: Ярегское, Верхнеомринское, Пашнинское, Лаявожское, Усинское, Вуктыльское, Интинское, Южно-Шапкинское, Харьягинское, Варандейское, Сарембойское.

Кустарная добыча и переработка ухтинской нефти началась с 1745 г.

Разведочное бурение ведётся с 1890.

1-е месторождение лёгкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930 г, тяжёлой (Ярегское) - в 1932 г. К 1987 г в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей).

В тектоническом отношении провинция приурочена к северо-восточной части Восточно-Европейской платформы и прилегающим с востока Предуральскому и Предпайхойскому краевым прогибам.

Ограничена на западе и юго-западе поднятиями Тимана, на востоке и северо-востоке - Уралом и Пай-Хоем, на севере открывается в Баренцево море.

В платформенной части провинции выделяют: Ижма-Печорскую и Хорейверскую впадины, Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзьвинскую структурную зону и восточно-Тиманский мегавал; в области передовых прогибов - Верхнепечорскую, Большесынинскую, Косью-Роговскую, Коротаихинскую впадины, передовые складки западного склона Урала. Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами.

Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).

Выявлено 8 нефтегазоносных комплексов: терригенный красноцветный вендско-ордовикский (мощность свыше 1 км), карбонатный силурийско-нижнедевонский (до 2 км), терригенный среднедевонско-нижнефранкский (свыше 2 км), карбонатный верхнедевонский (2 км), терригенный нижнекаменноугольный (до 0,8 км), карбонатный верхневизейско-нижнепермский (1,2 км), терригенно-карбонатно-галогенный нижневерхнепермский (0,1-2,5 км), терригенный триасовый (до 1,7 км). Наибольшее число залежей (свыше 80) обнаружено в среднедевонско-нижнефранкском комплексе.

Залежи большей частью сводовые (пластовые или массивные), часто с литологическим или стратиграфическим экранированием, реже тектонически экранированные.

В южной части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавалу, в Хорейверской впадине и на Варандейском валу выявлены преимущественно нефтяные месторождения; в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба - большей частью газовые и газоконденсатные.

Нефти в основном метанонафтенового состава, парафинистые (2-5%), реже высокопарафинистые (6-23,4%), очень редко малопарафинистые (2%).

Содержание S 0,1-3%.

Высокосернистые нефти выявлены в карбонатных отложениях силура, верхнего девона, карбона - нижней перми и триаса вала Сорокина.

Плотность нефтей 807-981 кг/м3.

Свободные газы метановые, из неуглеводородных компонентов содержат N2 и CO2.

Некоторые попутные газы - углеводородно-азотного состава.

Конденсат плотностью 672-790 кг/м3 содержится во многих газовых залежах в количествах 10-415 г/ м3.

neftegaz.ru

Качественный прогноз флюидов в месторождениях Печорского моря // Разведка и разработка // Наука и технологии

Шельф Печорского моря — один из главных арктических морских нефтедобывающих регионов, способный обеспечить потребности Северо-Западного и Северного регионов европейской части России (до 20–30 млн. т нефти в год). Сейсморазведочными работами на данной территории выявлено более 30 перспективных структур (рис. 1). Здесь уже открыто несколько нефтяных и газоконденсатно-нефтяных месторождений на структурах Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Для зонального и фазового прогноза УВ в морских недрах очень важно провести аналогию между его континентальной и экваториальной частями.

Оценка тектонических условий нефтегазоносности акватории позволяет выявить некоторые ее особенности. Первая — продолжение в акваторию большинства тектонических элементов сопредельной суши: Малоземельско-Колгуевской моноклинали, Денисовской впадины с обрамляющими Шапкино-Юрьяхинским валом и Колвинским мегавалом, Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской зоны, Коротаихинской впадины (см. рис. 1). Только на севере по границе с Южно-Баренцевской впадиной выделяются Северо-Колгуевская моноклиналь и Южно-Предновоземельский прогиб, не имеющие продолжения на суше. Вторая особенность — наклон на север всех главных структурно-стратиграфических поверхностей осадочного чехла; подошвы доманиковых и кровли карбонатных каменноугольно-нижнепермских отложений, геологических поверхностей, ограничивающих триасовый и юрский комплексы.

Стадийность геологического развития

Печороморский шельф является северным экваториальным продолжением Тимано-Печорского НГБ. В последнем платформенный чехол перекрывает пенепленизированные поверхности погребенных рифтовых структур. Бассейн прошел три стадии тектонического развития: авлакогеновую, синеклизную и инверсионную. На первой стадии, которая в Тимано-Печорском НГБ приходится на ранний палеозой (включая средний девон), развивались несколько разновременных авлакогенов (Тиманский, Печоро-Колвинский, Варандей-Адзьвинский) и сопряженных с ними очагов нефтегенерации. На последующих стадиях развития бассейна возникали мощные очаги нефтегенерации — предуральский и баренцевоморский, определяющие всю нефтегазоносность соответствующих комплексов отложений.

Состав и свойства флюидов

Детальные многолетние исследования состава и свойств УВ-флюидов континентальной части Тимано-Печорского НГБ позволили выявить закономерности размещения нефтей разных типов и определить их пространственно-временные границы (Кирюхина Т.А., 1995). Было установлено, что главным фактором, контролирующим эти закономерности, является тектонический.

На основе анализа истории геологического развития проведена реконструкция условий формирования залежей с различными типами нефтей. Границы наиболее крупных тектонических элементов бассейна, как правило, совпадают с границами областей накопления разных по составу флюидов. Особенно четко это прослеживается по верхним горизонтам разреза нефтегазоносности.

Авторы предлагают свою модель формирования нефтегазоносности Печорского моря, в которой учитывается, что основные тектонические элементы континентальной части бассейна продолжаются в его экваториальной части. На основе этой модели и данных о составе и свойствах нефтей морских месторождений делаются выводы о перспективах нефтегазоносности и качестве флюидов Печороморского бассейна.

В Печороморской части Тимано-Печорского НГБ предполагается выделение нефтегазоносных комплексов, аналогичных таковым его континентальной части: ордовик-нижнедевонского терригенно-карбонатного, среднедевонского преимущественно терригенного, верхнедевон-турнейского терригенно-карбонатного, каменноугольно-нижнепермского преимущественно карбонатного, верхнепермско-триасового терригенного. Кроме того, добавляются юрский и меловой терригенные комплексы. В настоящее время в экваториальной части залежи нефти, газа и газоконденсата открыты пока только в четырех нефтегазоносных комплексах: нижнедевонском, верхнедевонском, каменноугольно-нижнепермском и верхнепермско-триасовом.

В акватории Печорского моря наиболее древние нефтеносные отложения — нижнедевонские. Из них получены притоки нефти на Приразломном месторождении. Эта нефть имеет сходные физико-химические характеристики с нефтями из залежей континентальной части бассейна, в частности из нижнедевонских отложений ряда месторождений Варандей-Адзьвинской структурной зоны и Хорейверской впадины. Это легкие нефти плотностью 0,823 г/см3 со значительным содержанием твердых парафинов (10%) и большим количеством смолисто-асфальтеновых компонентов. По распределению н-алканов и изопренанов нефть Приразломного месторождения ближе всего к нефтям севера вала Сорокина (Варандейское, Наульское, им. Требса, им. Титова). Отмечаются максимальные концентрации нечетных н-алканов С17 и С19 , что характерно для большинства нефтей нижнепалеозойских залежей Тимано-Печорского НГБ, относящихся к I типу (рис. 2).

В исходном для этого типа нефтей ОВ преобладала морская составляющая. В континентальной части бассейна размещение залежей нефтей этого типа не коррелируется с современным тектоническим планом территории.

В верхнедевонских отложениях притоки нефти получены на месторождении Медын-море. Это легкая нефть плотностью 0,838 г/см3, малосернистая (0,4%), с содержанием 8% смол и 1,2% асфальтенов. Отмечается также повышенное содержание парафинов (6,7%). Как правило, нефти, типичные для верхнедевонских отложений (V и VIII типы по классификации (Кирюхина Т.А., 1995)(рис. 3) и являющиеся сингенетичными для этих толщ, отличаются большой плотностью, содержат много серы и смолисто-асфальтеновых компонентов и немного парафинов. Поскольку физико-химические параметры медынской нефти нетипичны для верхнедевон-турнейских континентальных нефтей, есть основание предполагать, что верхнедевонская нефть месторождения Медын-море имеет миграционную природу.

В каменноугольно-нижнепермском карбонатном и верхнепермско-триасовом терригенном комплексах Печорского моря, как и на суше, выявляются две зоны накопления УВ: газоконденсатно-нефтяная на западе (месторождения Песчаноозерское, Колгуевское, Таркское, Северо-Гуляевское) и преимущественно нефтяная на востоке (Приразломное, Медын-море, Варандей-море) (см. рис. 1). Состав и свойства нефтей этих двух зон нефтегазонакопления значительно различаются.

На западе независимо от того, являются ли они оторочками газовых или газоконденсатных залежей или составляют чисто нефтяную фазу, они практически одинаковы по составу и свойствам. По физико-химическим параметрам они относятся к легким и средним, малосернистым и малопарафинистым разностям (таблица).

По составу УВ насыщенной фракции рассматриваемые нефти характеризуются максимальными концентрациями н-алканов небольшой молекулярной массы С11-С15 без видимого преобладания нечетных УВ над четными и резким снижением концентрации более высокомолекулярных н-алканов С16-С30, что, по мнению Ал.А. Петрова [2], связано с деструкцией высокомолекулярных н-алканов под влиянием высоких температур. Нефтям этого типа также свойственна высокая концентрация пристана среди изо-пренанов. Отношение пристан/фитан всегда > 1, в некоторых случаях > 3.

Изменения состава и соотношений УВ бензиновой фракции, таких как н-С5+6/н-С7+8, S алканов/S аренов, бензол/толуол, в нефтях месторождений экваториальной (Песчаноозерское) и континентальной (Ванейвисское, Василковское, Хыльчуюское и др.) частей бассейна показывают определенную миграционную направленность флюидов с севера на юг.

Среди стерановых УВ отношение С27/С28 изменяется в пределах 0,56–0,73, С28/С29 — 0,4–0,5. Отношение S диастеранов/S регулярных стеранов С21–22+С27–29 равно 0,30–0,77 (см. таблицу). В нефтях обнаружено значительное количество неоадинтана. Распределение стеранов указывает на то, что исходное ОВ для этих нефтей формировалось преимущественно в терригенных осадках. Кроме того, отношение С28/С29, равное 0,4–0,5, по данным П. Грентхема [3], свидетельствует, что возрастной диапазон толщ, вмещающих нефтематеринские свиты, колеблется от силура до карбона.

Отношения терпановых УВ, таких как С29/С30 (0,48–0,86) и S трициклических С19–30 /S гопанов С25–35 (1,19–2,37), свидетельствуют о достаточно высокой степени катагенетического преобразования исследуемых нефтей.

В восточной части бассейна, в Варандей-Адзьвинской структурной зоне (рис. 4) на валу Сорокина и его продолжении в Печорском море на месторождениях Южно-Торавейское, Торавейское, Варандейское (суша), Варандей-море, Медын-море, Северо-Гуляевское, Приразломное, Северо-Долгинское (море) обнаружены в основном нефтяные залежи. Нефти по составу значительно отличаются от таковых зоны преимущественного газоконденсатонакопления. Это тяжелые, высоковязкие, сильносернистые, малопарафинистые разности, в основном цикланового состава (см. таблицу).

Хроматографическая характеристика средней части нефтей достаточно однообразна и представлена полным рядом н-алканов и изо-пренанов, хотя в целом их концентрации невелики. Среди н-алканов нет явного преобладания какого-либо УВ, а среди изопренанов незначительно превалирует фитан. Нефти содержат большое количество циклических структур, что на хроматограммах насыщенной фракции проявляется в увеличении нафтенового фона (Nф) и очень низких значениях отношений н-С17+18/Nф и изо-С19+20/Nф (0,7–0,9). Нефти с такими характеристиками часто относятся к гипергенно-измененным. Однако наиболее активным агентом гипергенеза является биодеградация, при которой в первую очередь уничтожаются н-алканы состава C10-C17. В исследуемых нефтях низко- и высокомолекулярные алканы присутствуют в равных концентрациях. Видимо, если нефти и затронуты процессами гипергенеза, то в незначительной степени.

Основные отношения стерано-вых УВ таковы: С28/С29 = 0,4–0,7. S диастеранов/S регулярных стеранов С21–22+С27–29 = 0,15–0,27. С генетической точки зрения эти отношения свидетельствуют о том, что в формировании нефтей принимало участие ОВ глинисто-карбонатных толщ более молодого возраста (предположительно карбон — пермь — триас) [3], чем в зоне газоконденсатонакопления.

По значениям отношений между терпановыми УВ, такими как С29/С30 (1,22–1,33) и S трициклических С19+30/S гопанов С25–35 (0,36–0,71), исследуемые нефти практически не подвергались катагенетическому воздействию. Присутствие в нефтях 25,30-бисноргопана и g-церана свидетельствует о повышенной солености бассейна осадконакопления.

Модель формирования залежей УВ

Состав и свойства каменноугольно-пермских и верхнепермско-триасовых нефтей из месторождений континентальной и экваториальной частей Печороморского шельфа позволяют выделить две самостоятельные зоны накопления флюидов: 1) газоконденсатов и легких нефтей на продолжении Печоро-Колвинского авлакогена; 2) тяжелых высоковязких нефтей на продолжении Варандей-Адзьвинской структурной зоны.

Нефти Печоро-Колвинского авлакогена формировались из ОВ, основной частью которого являлась континентальная составляющая. Это подтверждается также и изотопным составом углерода (d13С = -26,8 … -30,7%0). Степень катагенетического преобразования нефтей и конденсатов очень высока. Однако каменноугольно-пермские и особенно верхнепермско-триасовые терригенные отложения данного участка бассейна, вмещающие залежи, находятся на весьма низких градациях катагенеза (ПК3-МК1) и не могут продуцировать достаточное количество УВ для формирования мощных скоплений, уже обнаруженных здесь. Кроме того, в этих нефтях установлены очень незначительные концентрации УВ тритерпанового ряда, что также является свидетельством их высокой катагенетической преобразованности.

Учитывая изложенное, можно предполагать, что формирование нефтегазовых и конденсатонефтяных залежей на севере Печоро-Колвинского авлакогена. включая и его экваториальную часть, происходило в ходе латеральной миграции с севера на юг, из наиболее погруженной экваториальной части Печорского моря, где, по всей видимости, и располагается основной очаг нефте- и газогенерации. В результате этого движения сформировались залежи в каменноугольно-пермских и триасовых отложениях Печоро-Колвинского авлакогена вплоть до Северо-Харьягинского месторождения на Колвинском мегавалу и Южно-Шапкинского — на Шапкино-Юрьяхинском валу. Косвенно на это движение указывает направленное с северо-запада на юго-восток повышение уровня водонефтяных контактов по куполам, отмеченное на Песчаноозерском месторождении.

Учитывая особенности состава флюидов в континентальной части бассейна, можно определить границы распространения флюидного потока. Так, в пределах Шапкино-Юрьяхинского вала влияние этого потока установлено до Средне-Серчеюской площади, в Денисовской впадине — до Лаявожской, на Колвинском мегавалу — до Северо-Харьягинской площади и в Хорейверской впадине — до Намюрхитской.

Нефти Варандей-Адзьвинской структурной зоны формировались в иных условиях, чем нефти и газоконденсаты рассмотренной зоны газоконденсатонакопления на севере Печоро-Колвинского авлакогена. Л.А. Анищенко с соавторами на основании реконструкции истории геологического развития и условий накопления ОВ, а также данных об изотопном составе углерода метана пришли к выводу, что тяжелые нефти Варандей-Адзьвинской структурной зоны образовались на начальных этапах главной фазы нефтеобразования [1]. Они залегают на небольшой глубине (1200–2000 м), где нефтевмещающие породы не испытывали литогенеза выше стадий МК1-МК2. Все это свидетельствует о том, что для восточной зоны нефтеобразования существовал свой очаг генерации, в пространстве и во времени отличный от рассмотренного ранее в Баренцевоморской синеклизе. По мнению Н.В. Лопатина (1995), хорошими нефтематеринскими свойствами в Варандей-Адзьвинской структурной зоне обладают визейские глинисто-карбонатные толщи, которые и могли поставлять УВ в ловушки этого региона.

Выявленные закономерности показывают, что зоны преимущественного газоконденсато- и нефтенакопления на севере Тимано-Печорского НГБ имеют продолжение и в экваториальную часть бассейна. В структурном отношении эти зоны нефтегазонакопления связаны с верхними осадочными комплексами самостоятельных, разобщенных в пространстве тектонических элементов Тимано-Печорского НГБ: первая открыта на северном продолжении экваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена, вторая расположена на севере Варандей-Адзьвинской структурной зоны. В результате пространственной и временной разобщенности они прошли разные этапы формирования. В силу этого в каждой зоне нефтеобразование и нефтенакопление происходили по-разному.

Прогноз качества флюидов

Для прогноза качества флюидов на перспективных объектах восточной части Печорского моря наиболее важно установить границу между двумя выделенными зонами нефтегазонакопления. Можно предположить, что восточная граница зоны газоконденсатонакопления проходит между Северо-Гуляевским и Приразломным месторождениями. Далее на север граница, видимо, протягивается южнее Долгинской площади, поскольку именно в этом месте меняются структурный план и направления простирания морского продолжения вала Сорокина (с северо-западного на субширотное). Поэтому на Долгинской площади характер нефтегазоносности будет близок к таковому Северо-Гуляевского месторождения, т.е. в верхних нефтегазоносных комплексах нефти должны быть более легкими и иметь менее циклический состав за счет влияния газового потока из Баренцевоморской синеклизы. Восточнее в залежах верхних нефтегазоносных комплексов будут преобладать нефтяные компоненты, причем чем дальше на восток, тем более тяжелыми, смолистыми и сернистыми будут нефти. Северную границу зоны накопления тяжелых нефтей пока определить трудно, но, по всей видимости, она не будет протягиваться далеко на север, поскольку в районе о-вов Новая Земля структурный план территории существенно изменяется.

В более глубоких горизонтах характер нефтегазоносности, по-видимому, сменится. Так, в верхнедевон-турнейских и каменноугольно-пермских отложениях морской части Печоро-Колвинского авлакогена и Хорейверской впадины по аналогии с континентальной частью бассейна можно предполагать развитие барьерных рифов и отдельных биогермных построек в зарифовом пространстве (см. рис. 3). В зоне развития барьерных рифов следует ожидать крупных ловушек, в которых наряду с УВ доманиковых нефтематеринских толщ могут концентрироваться и газообразные флюиды из глубокопогруженных горизонтов. В областях накопления зарифовых фаций возможно развитие локальных очагов нефтегенерации, поставляющих УВ-флюиды в небольшие по размерам скопления. Последние аналогичны залежам Сюрхаратинской группы локальных поднятий в континентальной части Хорейверской впадины. В аналогичных условиях в Варандей-Адзьвинской структурной зоне можно прогнозировать наличие нефтей, обогащенных сернистыми соединениями.

Давать прогноз на более глубокие горизонты осадочного чехла — девонские, силурийские и ордовикские — пока затруднительно ввиду отсутствия систематических знаний об их строении в морской части бассейна. Однако в нижнедевонских карбонатных отложениях Варандей-Адзьвинской зоны можно предполагать наличие залежей с нефтями хорошего качества, аналогичными по составу таковым месторождений севера сухопутной части (им. Требса, Варандейское, Наульское). Такого типа нефти уже обнаружены на месторождении Варандей-море.

В целом палеотемпературные условия и динамика развития исследуемого региона обеспечили высокую катагенетическую преобразованность и реализацию генерационного потенциала основных материнских толщ вплоть до нижнепермских. В этой связи зональное нефтегазонакопление можно прогнозировать для всех комплексов осадочного чехла.

Литература

1. Анищенко Л.А., Трифачев Ю.М., Суханов Н.В. Изотопный состав углерода метана и некоторые аспекты формирования залежей Тимано-Печорской провинции // Геология и прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. — Л., 1984. — С. 92–101.2. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. — М.: Наука, 1985.3. Grantham P., Wakewield J. Variation of the sterane carbon number distribution of marine source rock derived crude oil through geological time // Organ. Geochem. — 1988. — Vol. 12. -P. 61.

 

Таблица

Свойства и соотношения индивидуальных УВ в нефтях каменноугольно-нижнепермских и верхнепермско-триасовых отложений севера Тимано-Печорского НГБ

 

Рис. 1. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА РАСПОЛОЖЕНИЯ СТРУКТУР В ПЕЧОРСКОМ МОРЕ

Месторождения 1 — нефтяные, 2 — газовые, 3 — газоконденсатные, 4 — разведанные структуры, 5 — границы тектонических структур, 6 — Предуральско-Предновоземельский краевой прогиб

 

Рис. 2. ТИПЫ НЕФТЕЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НГБ, ВЫДЕЛЕННЫЕ ПО РАСПРЕДЕЛЕНИЮ н-АЛКАНОВ (1), ИЗОПРЕНАНОВ (2) И ГОПАНОВ (3)

 

Рис. 3. РАЗМЕЩЕНИЕ НЕФТЕЙ РАЗНЫХ ТИПОВ В ВЕРХНЕФРАН-ТУРНЕЙСКОМ КОМПЛЕКСЕ

1 — аллювиальная равнина; 2 — прибрежно-морской шельф; 3 — карбонатный шельф, 4 — мелководно-морской шельф, отдельные рифовые постройки; 5 — лагуна; 6 — глубоководный шельф; 7 — зона биогермных построек; области накопления нефтей: 8 — IV типа, 9 — V типа, 10 — VIII типа Остальные уел обозначения см на рис. 1

 

Рис. 4 РАЗМЕЩЕНИЕ НЕФТЕЙ РАЗНЫХ ТИПОВ В СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ — ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Области накопления нефтей 1 — VI типа, 2- VII типа Остальные усл. обозначения см на рис 1 и 3 

neftegaz.ru

Приразломное месторождение нефти в Печорском море

В мире осталось не так много неизученных регионов. Одно из этих мест – Арктика. Изучение Арктики начали еще со времен Средневековья. Освоение региона продолжается и по сей день. Более 2/3 мировых арктических шельфовых нефтегазовых месторождений находится в российской шельфовой зоне. Не исключение и Приразломное месторождение нефти в Печорском море.

История проекта

Приразломное месторождение

Приразломное месторождение геологи открыли в 1989 году. Смена политического режима и дефолт помешали разработке месторождения.

Только в 1993-м дочернее предприятие «Газпрома» - «Росшельф» - начало заниматься активным освоением Приразломного. До 1994 года была произведена геологическая разведка трех скважин. Уже в 1996-м предприятие подготовило экономико-техническое обоснование. В 1997-м утвердили план строительства стационарной платформы.

В 1998 году, когда проектирование платформы было в активной стадии, работы заморозили из-за экономического дефолта. Спустя 5 лет проект был скорректирован, и уже новая дочерняя компания «Газпрома» - «Севморнефтегаз» - возобновила строительство. Сроки установки платформы в течение долгого времени откладывались. Первый этап строительства завершили только в конце 2010-го. И только в конце 2013-го она начала полноценно функционировать.

Характеристики платформы

Приразломное нефтяное месторождение

Регион, где находится Приразломное месторождение - Нефтеюганский район Ненецкого автономного округа. Платформа располагается в 60 км от материка.

Для освоения месторождения в открытом море была установлена специально спроектированная платформа, которая может работать в условиях низких температур, льдов, сильных порывов ветра и морских волн. Глубина, на которой ведется нефтедобыча - 20 м. Платформа надежно закреплена на грунте моря с помощью балласта. Общий вес ее, включая балласт, составляет 500000 т. По плану платформа должна пробурить 36 скважин для того, чтобы обеспечить годовой объем нефтедобычи в 6,5 миллионов тонн.

Статус месторождения

Приразломное месторождение нефти

Приразломное месторождение нефти по-настоящему уникальное, поскольку работы по добыче «черного золота» ведутся на нем с платформы даже зимой. Однако порядок государственной регистрации сооружения российским законодательством еще не разработан.

Согласно ФЗ №187, платформа - искусственное сооружение в материковой шельфовой зоне РФ. Арбитражный суд Московского округа в 2009 году принял решение о признании ее гидротехническим стационарным сооружением. Также в 2012 году «Приразломная» зарегистрирована как морское судно в судовом реестре России и приписана к порту г. Нарьян-Мар.

Управляющие компании

Приразломное месторождение Юганскнефтегаз

Приразломное нефтяное месторождение начало активно разрабатываться с 1992 г. Именно в этом году было создано специализированное предприятие «Росшельф». В учредительный состав вошло около 20 различных предприятий, некоторые из них занимались геологоразведкой Штокманского месторождения. В марте 1993-го ЗАО «Росшельф» получило лицензию на осуществление деятельности по поиску, добыче и оценке залежей нефти.

С 2001 года предприятия «Газпром» и «Роснефть» начали осваивать нефтегазовый бассейн Ямало-Ненецкого АО, в том числе и Приразломное месторождение. «Юганскнефтегаз» - дочерняя организация «Роснефти» - с 2006 года управляет насосной станцией платформы. В 2002-м предприятие «Севморнефтегаз» получило лицензию на использование залежей нефти Приразломного. В 2009 году «Роснефть» продала «Газпрому» все акции «Серморнефтегаза», и предприятие получило название «Газпромнефтьшельф». С 2014-го оно стало дочерним обществом «Газпромнефти».

Особенности хранения и транспортировки нефти

Приразломное месторождение Нефтеюганский район

Резервуары для добытой нефти располагаются внизу платформы - в кессоне. Технология хранения сырья в нем называется «мокрой», поскольку вне зависимости от наполненности резервуара нефтью он всегда заполнен водой. Нефть поступает в резервуар с помощью механизма – диффузора. При наполнении баков вода вытесняется в систему балласта, которая проходит далее чистку. Затем воду используют для создания давления в нефтяных пластах.

Для отгрузки нефти в резервуар заливают воду из напорного хранилища. Нефть откачивается насосом с поверхности резервуара в отгрузочную систему. По мере откачивания балластная вода заполняет резервуар.

Транспортировка осуществляется с помощью челночных танкеров, которые бесконтактно швартуются к платформе.

Мероприятия по защите окружающей среды и экологические проблемы

Приразломное месторождение находится вблизи нескольких особо охраняемых природных территорий. Поэтому экологический аспект нефтедобычи как всегда актуален.

Несмотря на то что проект прошел ряд экспертиз, ущерб окружающей среде все же наносится. Для его минимизации проводится ряд мероприятий:

  • на водозаборных трубах устанавливаются устройства, которые позволяют почти на 80% сократить гибель морских животных;
  • работа факела в ночное время максимально снижается, чтобы избежать столкновений пролетающих мимо птиц с платформой.

Ни одно нефтяное месторождение в мире не застраховано от разливов сырья. Приразломное месторождение разрабатывается круглогодично, даже в период полярной ночи. Разлив нефти ликвидировать быстро в арктической зоне практически невозможно – часть ее уходит под лед. Оборудование для ликвидации разлива находится практически в 1000 км от «Приразломной» в Мурманске. Транспортировка его к месту аварии затрудняется и метеоусловиями.

Приразломное месторождение представляет собой высокотехнологичный комплекс, где собраны самые передовые методы бурения, добычи, транспортировки нефти. Его освоение особенно важно для российской экономики.

загрузка...

worldfb.ru

Приразломное месторождение нефти в Печорском море

В мире осталось не так много неизученных регионов. Одно из этих мест – Арктика. Изучение Арктики начали еще со времен Средневековья. Освоение региона продолжается и по сей день. Более 2/3 мировых арктических шельфовых нефтегазовых месторождений находится в российской шельфовой зоне. Не исключение и Приразломное месторождение нефти в Печорском море.

История проекта

Приразломное месторождение

Приразломное месторождение геологи открыли в 1989 году. Смена политического режима и дефолт помешали разработке месторождения.

Только в 1993-м дочернее предприятие «Газпрома» - «Росшельф» - начало заниматься активным освоением Приразломного. До 1994 года была произведена геологическая разведка трех скважин. Уже в 1996-м предприятие подготовило экономико-техническое обоснование. В 1997-м утвердили план строительства стационарной платформы.

В 1998 году, когда проектирование платформы было в активной стадии, работы заморозили из-за экономического дефолта. Спустя 5 лет проект был скорректирован, и уже новая дочерняя компания «Газпрома» - «Севморнефтегаз» - возобновила строительство. Сроки установки платформы в течение долгого времени откладывались. Первый этап строительства завершили только в конце 2010-го. И только в конце 2013-го она начала полноценно функционировать.

Характеристики платформы

Приразломное нефтяное месторождение

Регион, где находится Приразломное месторождение - Нефтеюганский район Ненецкого автономного округа. Платформа располагается в 60 км от материка.

Для освоения месторождения в открытом море была установлена специально спроектированная платформа, которая может работать в условиях низких температур, льдов, сильных порывов ветра и морских волн. Глубина, на которой ведется нефтедобыча - 20 м. Платформа надежно закреплена на грунте моря с помощью балласта. Общий вес ее, включая балласт, составляет 500000 т. По плану платформа должна пробурить 36 скважин для того, чтобы обеспечить годовой объем нефтедобычи в 6,5 миллионов тонн.

Статус месторождения

Приразломное месторождение нефти

Приразломное месторождение нефти по-настоящему уникальное, поскольку работы по добыче «черного золота» ведутся на нем с платформы даже зимой. Однако порядок государственной регистрации сооружения российским законодательством еще не разработан.

Согласно ФЗ №187, платформа - искусственное сооружение в материковой шельфовой зоне РФ. Арбитражный суд Московского округа в 2009 году принял решение о признании ее гидротехническим стационарным сооружением. Также в 2012 году «Приразломная» зарегистрирована как морское судно в судовом реестре России и приписана к порту г. Нарьян-Мар.

Управляющие компании

Приразломное месторождение Юганскнефтегаз

Приразломное нефтяное месторождение начало активно разрабатываться с 1992 г. Именно в этом году было создано специализированное предприятие «Росшельф». В учредительный состав вошло около 20 различных предприятий, некоторые из них занимались геологоразведкой Штокманского месторождения. В марте 1993-го ЗАО «Росшельф» получило лицензию на осуществление деятельности по поиску, добыче и оценке залежей нефти.

С 2001 года предприятия «Газпром» и «Роснефть» начали осваивать нефтегазовый бассейн Ямало-Ненецкого АО, в том числе и Приразломное месторождение. «Юганскнефтегаз» - дочерняя организация «Роснефти» - с 2006 года управляет насосной станцией платформы. В 2002-м предприятие «Севморнефтегаз» получило лицензию на использование залежей нефти Приразломного. В 2009 году «Роснефть» продала «Газпрому» все акции «Серморнефтегаза», и предприятие получило название «Газпромнефтьшельф». С 2014-го оно стало дочерним обществом «Газпромнефти».

Особенности хранения и транспортировки нефти

Приразломное месторождение Нефтеюганский район

Резервуары для добытой нефти располагаются внизу платформы - в кессоне. Технология хранения сырья в нем называется «мокрой», поскольку вне зависимости от наполненности резервуара нефтью он всегда заполнен водой. Нефть поступает в резервуар с помощью механизма – диффузора. При наполнении баков вода вытесняется в систему балласта, которая проходит далее чистку. Затем воду используют для создания давления в нефтяных пластах.

Для отгрузки нефти в резервуар заливают воду из напорного хранилища. Нефть откачивается насосом с поверхности резервуара в отгрузочную систему. По мере откачивания балластная вода заполняет резервуар.

Транспортировка осуществляется с помощью челночных танкеров, которые бесконтактно швартуются к платформе.

Мероприятия по защите окружающей среды и экологические проблемы

Приразломное месторождение находится вблизи нескольких особо охраняемых природных территорий. Поэтому экологический аспект нефтедобычи как всегда актуален.

Несмотря на то что проект прошел ряд экспертиз, ущерб окружающей среде все же наносится. Для его минимизации проводится ряд мероприятий:

  • на водозаборных трубах устанавливаются устройства, которые позволяют почти на 80% сократить гибель морских животных;
  • работа факела в ночное время максимально снижается, чтобы избежать столкновений пролетающих мимо птиц с платформой.

Ни одно нефтяное месторождение в мире не застраховано от разливов сырья. Приразломное месторождение разрабатывается круглогодично, даже в период полярной ночи. Разлив нефти ликвидировать быстро в арктической зоне практически невозможно – часть ее уходит под лед. Оборудование для ликвидации разлива находится практически в 1000 км от «Приразломной» в Мурманске. Транспортировка его к месту аварии затрудняется и метеоусловиями.

Приразломное месторождение представляет собой высокотехнологичный комплекс, где собраны самые передовые методы бурения, добычи, транспортировки нефти. Его освоение особенно важно для российской экономики.

загрузка...

fjord12.ru

Приразломное месторождение нефти в Печорском море

В мире осталось не так много неизученных регионов. Одно из этих мест – Арктика. Изучение Арктики начали еще со времен Средневековья. Освоение региона продолжается и по сей день. Более 2/3 мировых арктических шельфовых нефтегазовых месторождений находится в российской шельфовой зоне. Не исключение и Приразломное месторождение нефти в Печорском море.

История проекта

Приразломное месторождение

Приразломное месторождение геологи открыли в 1989 году. Смена политического режима и дефолт помешали разработке месторождения.

Только в 1993-м дочернее предприятие «Газпрома» - «Росшельф» - начало заниматься активным освоением Приразломного. До 1994 года была произведена геологическая разведка трех скважин. Уже в 1996-м предприятие подготовило экономико-техническое обоснование. В 1997-м утвердили план строительства стационарной платформы.

В 1998 году, когда проектирование платформы было в активной стадии, работы заморозили из-за экономического дефолта. Спустя 5 лет проект был скорректирован, и уже новая дочерняя компания «Газпрома» - «Севморнефтегаз» - возобновила строительство. Сроки установки платформы в течение долгого времени откладывались. Первый этап строительства завершили только в конце 2010-го. И только в конце 2013-го она начала полноценно функционировать.

Характеристики платформы

Приразломное нефтяное месторождение

Регион, где находится Приразломное месторождение - Нефтеюганский район Ненецкого автономного округа. Платформа располагается в 60 км от материка.

Для освоения месторождения в открытом море была установлена специально спроектированная платформа, которая может работать в условиях низких температур, льдов, сильных порывов ветра и морских волн. Глубина, на которой ведется нефтедобыча - 20 м. Платформа надежно закреплена на грунте моря с помощью балласта. Общий вес ее, включая балласт, составляет 500000 т. По плану платформа должна пробурить 36 скважин для того, чтобы обеспечить годовой объем нефтедобычи в 6,5 миллионов тонн.

Статус месторождения

Приразломное месторождение нефти

Приразломное месторождение нефти по-настоящему уникальное, поскольку работы по добыче «черного золота» ведутся на нем с платформы даже зимой. Однако порядок государственной регистрации сооружения российским законодательством еще не разработан.

Согласно ФЗ №187, платформа - искусственное сооружение в материковой шельфовой зоне РФ. Арбитражный суд Московского округа в 2009 году принял решение о признании ее гидротехническим стационарным сооружением. Также в 2012 году «Приразломная» зарегистрирована как морское судно в судовом реестре России и приписана к порту г. Нарьян-Мар.

Управляющие компании

Приразломное месторождение Юганскнефтегаз

Приразломное нефтяное месторождение начало активно разрабатываться с 1992 г. Именно в этом году было создано специализированное предприятие «Росшельф». В учредительный состав вошло около 20 различных предприятий, некоторые из них занимались геологоразведкой Штокманского месторождения. В марте 1993-го ЗАО «Росшельф» получило лицензию на осуществление деятельности по поиску, добыче и оценке залежей нефти.

С 2001 года предприятия «Газпром» и «Роснефть» начали осваивать нефтегазовый бассейн Ямало-Ненецкого АО, в том числе и Приразломное месторождение. «Юганскнефтегаз» - дочерняя организация «Роснефти» - с 2006 года управляет насосной станцией платформы. В 2002-м предприятие «Севморнефтегаз» получило лицензию на использование залежей нефти Приразломного. В 2009 году «Роснефть» продала «Газпрому» все акции «Серморнефтегаза», и предприятие получило название «Газпромнефтьшельф». С 2014-го оно стало дочерним обществом «Газпромнефти».

Особенности хранения и транспортировки нефти

Приразломное месторождение Нефтеюганский район

Резервуары для добытой нефти располагаются внизу платформы - в кессоне. Технология хранения сырья в нем называется «мокрой», поскольку вне зависимости от наполненности резервуара нефтью он всегда заполнен водой. Нефть поступает в резервуар с помощью механизма – диффузора. При наполнении баков вода вытесняется в систему балласта, которая проходит далее чистку. Затем воду используют для создания давления в нефтяных пластах.

Для отгрузки нефти в резервуар заливают воду из напорного хранилища. Нефть откачивается насосом с поверхности резервуара в отгрузочную систему. По мере откачивания балластная вода заполняет резервуар.

Транспортировка осуществляется с помощью челночных танкеров, которые бесконтактно швартуются к платформе.

Мероприятия по защите окружающей среды и экологические проблемы

Приразломное месторождение находится вблизи нескольких особо охраняемых природных территорий. Поэтому экологический аспект нефтедобычи как всегда актуален.

Несмотря на то что проект прошел ряд экспертиз, ущерб окружающей среде все же наносится. Для его минимизации проводится ряд мероприятий:

  • на водозаборных трубах устанавливаются устройства, которые позволяют почти на 80% сократить гибель морских животных;
  • работа факела в ночное время максимально снижается, чтобы избежать столкновений пролетающих мимо птиц с платформой.

Ни одно нефтяное месторождение в мире не застраховано от разливов сырья. Приразломное месторождение разрабатывается круглогодично, даже в период полярной ночи. Разлив нефти ликвидировать быстро в арктической зоне практически невозможно – часть ее уходит под лед. Оборудование для ликвидации разлива находится практически в 1000 км от «Приразломной» в Мурманске. Транспортировка его к месту аварии затрудняется и метеоусловиями.

Приразломное месторождение представляет собой высокотехнологичный комплекс, где собраны самые передовые методы бурения, добычи, транспортировки нефти. Его освоение особенно важно для российской экономики.

загрузка...

buk-journal.ru

Печорское море — WiKi

Печо́рское мо́ре — акватория в юго-восточной части Баренцева моря, между островами Колгуев и Вайгач.

Этот гидроним встречается уже на карте мира Меркатора 1569 года (Petzorzke morie), где относился ко всему Баренцеву морю. Термин «Печорское море», согласно Постановлению ЦИК СССР от 28.11.1935 года, применим к акватории юго-восточной части Баренцева моря, расположенной к востоку от границ по линии мыс Чёрный (Новая Земля, южный вход в губу Костин Шар) — северная оконечность острова Колгуев и затем южная оконечность острова Колгуев (Плоские Кошки) — мыс Святой Нос Тиманский. При этом проливы Карские Ворота и Югорский Шар к Печорскому морю не относятся. Все берега, омываемые морем, принадлежат России (материковый берег, острова Колгуев и Вайгач — Ненецкий автономный округ, архипелаг Новая Земля — Архангельская область).

Размеры Печорского моря: в широтном направлении — от острова Колгуев до пролива Карские Ворота — около 300 км и в меридиональном направлении — от мыса Русский Заворот до Новой Земли — около 180 км. Площадь акватории моря составляет 81 263 км², объём вод 4380 км³.

В пределах Печорского моря имеется несколько заливов (губ): Раменка, Колоколкова, Паханческая, Болванская[1], Хайпудырская, Печорская (самая крупная). Из рек, впадающих в море, самой крупной является Печора. Берег от посёлка Варандей до мыса Медынский Заворот у поморов носил название «Бурловый»[2].

Море мелководное с постепенно увеличивающимися глубинами в меридиональном направлении от материкового берега. Вдоль южного берега архипелага Новая Земля располагается глубоководный жёлоб с глубинами более 150 м.

Климатические условия

Полярная ночь продолжается здесь с конца ноября до середины января, а полярный день — с середины мая до конца июля.

Ледовый покров, имеющий здесь сезонный характер, образуется в сентябре — октябре и сохраняется до июля.

Максимальный прогрев вод в поверхностных слоях отмечается в августе (10—12 °C), а в глубинных слоях — в сентябре — октябре. В наиболее холодном месяце — мае — значения температуры воды отрицательные от поверхности до дна.

Характеристики

Солёность воды в Печорском море меняется в течение года и в различных местах акватории. В ледовый период отмечаются морские солёные воды (солёность 32—35 ‰). В летне-осенний период в районе сильно выражено распресняющее воздействие материкового пресного стока (в первую очередь реки Печора). В слое 0—10 м образуются зоны солоноватых (солёность до 25 ‰), распреснённых морских (солёность 25—30 ‰) и солёных морских (солёность более 30 ‰). Максимум развития этих зон отмечается в июле. Сокращение зон солоноватых и распреснённых морских вод происходит в августе-октябре и заканчивается в ноябре к началу ледообразования полным исчезновением в Печорском море солоноватых вод.

В море проходят ветви тёплого Колгуево-Печорского течения, холодного течения Литке и стоковых (тёплых летом и холодных зимой) Беломорского и Печорского течений.

Приливы в Печорском море полусуточные мелководные, лишь на входе в Печорскую губу и в её вершине они неправильные полусуточные. Средняя величина сизигийного прилива (посёлок Варандей) составляет 1,1 м.

В море ведётся промысел трески, белухи, тюленя.

Промышленное освоение

Первая арктическая нефть

Печорское море является одним из самых разведанных по запасам углеводородов на российском шельфе. Именно на Приразломном месторождении, расположенном на шельфе Печорского моря, в 2013 году была добыта первая арктическая нефть[3].

Приразломное месторождение — единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России, где добыча нефти уже начата. Нефть нового российского сорта получила название ARCO (Arctic oil) и впервые была отгружена с Приразломного в апреле 2014 года[4]. Месторождение расположено в 55 км к северу от посёлка Варандей и в 320 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар (р. Печора). Глубина моря в районе месторождения составляет 19—20 метров. Приразломное открыто в 1989 году и содержит более 70 млн т извлекаемых запасов нефти. Лицензия на разработку принадлежит компании «Газпром нефть шельф» (дочернее общество «Газпром нефти»).

Приразломное — уникальный российский проект по добыче углеводородов на шельфе Арктики. Впервые добыча углеводородов на арктическом шельфе ведется со стационарной платформы — морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная». Платформа позволяет выполнять все технологические операции — бурение скважин, добычу, хранение, отгрузку нефти на танкеры и т. д.

Месторождения

В настоящее время в Печорском море подготавливаются для промышленной добычи нефти месторождения «Долгинское», «Медынское-море», «Варандей-море» и другие. В районе посёлка Варандей действует морской нефтеналивной терминал, куда поступает нефть с береговых месторождений.

Литература

  • Печорское море. Системные исследования (гидрофизика, гидрология, оптика, биология, химия, геология, экология, социоэкономические проблемы) — РАН, Ин-т океанологии им. П. П. Ширшова; Ин-т Арктики и Антарктики; ВНИИ Океангеология; под ред. Е. А. Романкевича, А. П. Лисицина, М. Е. Виноградова. — М. : Море, 2003. — 486 с. : ил. — ISBN 5-8037-0077-0
  • Гидрометеорологические условия шельфовой зоны морей СССР. Т. VI. Баренцево море. Вып. 3. Мурманск, 1984.
  • Павлидис Ю. А., Никифоров С. Л., Огородов С. А., Тарасов Г. А. Печорское море: прошлое, настоящее, будущее // Океанология, 2007, том 47, № 6, с. 927—939.

Примечания

ru-wiki.org