Месторождения нефти роснефть


«Тюменнефтегаз» добыл 750 тыс. тонн нефти на месторождении "Русское"

АО "Тюменнефтегаз", дочернее общество НК "Роснефть", добыло 750 тыс. тонн нефти на месторождении "Русское" с начала его разработки в 2007 году. При этом до конца 2016 года из недр планируется извлечь более 230 тыс. тонн. Такие показатели добычи обеспечены благодаря успешной реализации программы геолого-технических мероприятий (ГТМ), включая бурение и ввод новых горизонтальных скважин, а также применения современных методов интенсификации призабойной зоны. По величине запасов нефти, "Русское" месторождение классифицируется как уникальное. По категории АВС1+С2 геологические запасы нефти составляют около 1,4 млрд тонн, извлекаемые запасы нефти 422 млн тонн.  Действующий фонд скважин на месторождении до конца 2016 года увеличится до 29 единиц. 

С 2015 года "Роснефть" реализует программу полномасштабного разбуривания скважин «Русского» месторождения в зоне уверенных запасов. В рамках программы запланировано увеличение количества буровых установок с 3 до 7 штук. Бурение на месторождении выполняется российским оборудованием с применением современных технологий. Процесс сопровождения бурения ведется в режиме реального времени. С помощью геофизических датчиков, которые интегрированы в буровой инструмент, специалисты могут контролировать траекторию бурения ствола скважины, изучать свойства пласта (коллектор/неколлектор) и характер насыщения (газ/нефть/вода). Также датчики позволяют делать прогнозный характер свойств недр на глубину до 20-30 метров.

В настоящий момент на месторождении опережающими темпами ведется масштабное строительство объектов, в частности с начала 2016 года:

  • Завершена инженерная подготовка площадки ПСП «Заполярное и строительство свайных оснований под блочное оборудование и резервуарный парк. Ведется развертывание резервуаров общим объемом 64 000 м3. 
  • Завершена инженерная подготовка 8 кустовых площадок, куста газовых скважин, куста водозаборных скважин с подъездными автодорогами. 
  • Ведется подготовка к строительству нефтепровода ЦПС Русское –ПСП Заполярное протяженностью 65 км. для последующей сдачи нефти в магистральный нефтепровод Заполярье-Пурпе. 
  • В стадии завершения инженерная подготовка площадки Центрального пункта сбора нефти. 

Запуск "Русского" месторождения в промышленную эксплуатацию запланирован на 2018 год. За первый год эксплуатации объекта ожидаемая добыча составит 1,3 млн тонн нефти. Добытое сырье будет сдаваться в систему магистральных трубопроводов совместно с газоконденсатом Восточно-Уренгойского месторождения, которое разрабатывается дочерним обществом НК "Роснефть" АО "Роспан Интернешнл". Такая логистическая схема позволит газодобывающему предприятию с максимальной экономической эффективностью монетизировать объемы добываемого газоконденсата.  

Справка:

«Русское» месторождение открыто в 1968 году, находится за полярным кругом на полуострове Ямал в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). 

Нефть, добываемая на месторождении, обладает высокими товарными свойствами: низкопарафинистая и малосернистая (0,32% - лучше, чем у нефти сорта Brent), способна улучшать качество высокосернистых нефтей при смешивании. Не смотря на то, что нефть месторождения «Русское» имеет высокую плотность и вязкость, она не замерзает  даже при температуре -26. В период проведения опытно-промышленных работ (ОПР) был выполнен значительный объем по изучению геологического строения месторождения:

  • завершена интерпретация      ЗD сейсмики с построением геологической модели;
  • проработаны основные      технологические решения по разработке месторождения:

- выбрана система разработки месторождения,

- определена система заканчивания скважин,

- обоснованы оптимальные режимы работы скважин,

- подтверждены практикой дебиты скважин.

Для выполнения целей и задачи ОПР введён в эксплуатацию минимальный технологический и социально-бытовой комплекс объектов. 

К 2020 году АО «Тюменнефтегаз» планирует создать более 500 дополнительных рабочих мест.

Проект по разработке месторождения «Русское» интересен широкому перечню инвесторов. Однако «Роснефть» намеренно не включала в документы условия об эксклюзивности и продолжает диалог со всеми заинтересованными сторонами. При этом Компания в любом случае сохранит операционный контроль в проекте.

В 2015 году «Роснефть» и China Petrochemical Corporation (Sinopec) подписали основные условия соглашения в отношении сотрудничества в рамках предлагаемого совместного освоения «Русского» месторождения.

Соглашение предусматривает возможное приобретение Sinopec до 49% в «Тюменнефтегазе», владеющего лицензией на освоение и разработку месторождения.

Совместная разработка его запасов позволит «Роснефти» и Sinopec снизить операционные риски проекта. Сотрудничество также увеличит возможности проекта в финансировании и технологиях для его реализации. В дальнейшем «Роснефть» и Sinopec могут создать совместную техническую группу по формированию окончательного инвестиционного решения и документации.

Также рассматривается возможность создания СП на базе предприятия «Тюменнефтегаз» между «Роснефтью» и индонезийской Pertamina для совместной разработки проекта. 4 октября 2016 года стороны подписали Меморандум о взаимопонимании по вопросам сотрудничества в рамках реализации проекта освоения «Русского» месторождения.

Документ предполагает вхождение Pertamina в проект в доле до 37,5% и порядок действий Сторон для создания совместного предприятия с заключением необходимых юридически обязывающих соглашений в краткосрочной перспективе.

Реализация проекта позволит «Роснефти» приобрести нового международного партнера для разработки капиталоемкого актива на территории РФ. Операционный контроль над планируемым совместным предприятием будет осуществляться «Роснефтью». 

 

Управлениеинформационной политикиПАО «НК «Роснефть»14 декабря 2016 г.

www.rosneft.ru

«Роснефть» подтвердила открытие нового месторождения в Хатангском заливе с запасами более 80 млн тонн нефти

«Роснефть» представила в Государственную комиссию по запасам материалы, обосновывающие открытие нового нефтяного месторождения, расположенного в Хатангском заливе. По результатам рассмотрения был подтвержден факт открытия месторождения на Хатангском участке в акватории моря Лаптевых с извлекаемыми запасами (по категориям С1+С2) более 80 млн тонн нефти. Геологические запасы нового месторождения оцениваются в 298 млн тонн нефти. Нефть нового месторождения высокого качества – легкая и малосернистая.

В настоящий момент Компания продолжает бурение на «Центрально-Ольгинской-1» - первой скважины на шельфе Восточной Арктики для изучения геологического строения, поиска новых залежей углеводородов и определения дальнейшей стратегии поисковых работ.

«Центрально-Ольгинская-1» - это первая скважина, которая пробурена под акваторией моря Лаптевых. Бурение ведется с берега, проектная глубина скважины – 5523 метра. Такая технология позволяет значительно сэкономить финансовые ресурсы, обеспечить эффективность и высокие экологические стандарты.

«Роснефть» получила лицензию на разработку Хатангского участка в декабре 2015 года. В рекордные сроки Компания провела подготовительную работу и в начале апреля 2017 года приступила к поисковому бурению. В регионе Компанией был выполнен беспрецедентный объем геологоразведки: 21 тысяча погонных километров сейсморазведки, выявивших порядка 114 нефтегазоносных перспективных структур. Ресурсный потенциал моря Лаптевых составляет, по предварительным оценкам, до 9,5 млрд тонн нефтяного эквивалента.

Вблизи полуострова Хара-Тумус отсутствуют морские порты, а период навигации в этом районе не превышает двух месяцев в год. В период подготовительных работ в 2016 году по морю было доставлено свыше 8000 тонн грузов. Преодолев расстояние в 3 600 км через акватории Белого, Карского морей и моря Лаптевых два грузовых судна ледового класса доставили буровую установку, оборудование и материалы для бурения, модульный жилой комплекс. Бурение ведет собственное сервисное подразделение Компании - «РН-Бурение». При реализации проекта используются результаты работы первой круглогодичной научной базы Компании, расположенной неподалеку от точки бурения.

Справка:

Хатангский лицензионный участок расположен в Хатангском заливе моря Лаптевых на севере Красноярского края. Площадь участка – 17 217 кв. км, глубина моря – до 32 м.

В июне 2017 года «Роснефть» по результатам бурения скважины открыла новое крупное нефтяное месторождение. Нефть обнаружена в терригенных резервуарах пермского комплекса. В течение последующих месяцев специалистами Компании и ведущими научно-исследовательскими институтами были проведены комплексные исследования керна и пластовых флюидов для оценки запасов месторождения.              &nb

www.rosneft.ru

«Роснефть» открыла новое месторождение на территории Краснодарского края

Геологи «Роснефти» открыли в западной части Сладковско-Морозовского нефтегазоносного района Славянско-Темрюкского лицензионного участка Краснодарского края новое высокодебитное месторождение нефти. Предварительная оценка извлекаемых запасов нефти – более 500 тыс. тонн.

Первая скважина месторождения № 4 Западно-Мечетская глубиной 3525 метров в настоящий момент находится в освоении. Предварительные результаты освоения свидетельствуют о высоком потенциале месторождения. Ожидаемый дебит скважины может составить от 220 до 350 тонн нефти в сутки.

Геологоразведочные работы «Роснефти» в Краснодарском крае интенсифицированы в рамках выполнения управленческих задач, поставленных в ходе рабочей поездки Президента ОАО «НК Роснефть» Э.Ю.Худайнатова в данный регион в декабре 2010 года. Кроме того, в Компании разрабатывается программа восполнения ресурсной базы в южных регионах деятельности Компании. Она касается месторождений «Краснодарнефтегаза», «Ставропольнефтегаза», «Грознефтегаза», а также месторождений Дагестана и Ингушетии. Данная программа будет осуществляться с 2012 до 2020 год.

В Краснодарском крае расположена одна из старейших в России нефтегазовых провинций, нефтяные месторождения разрабатываются в регионе с конца 19 века. Край относится к регионам с высокой степенью выработанности месторождений (85-87%) и считается тщательно изученным, в связи с чем, открытие нового месторождения в этом регионе было непростой задачей.

Комментируя открытие нового месторождения, Президент ОАО «НК «Роснефть» Эдуард Худайнатов отметил, что «скважина с таким дебитом открыта впервые за 10 лет, ее продуктивность в 10 раз превышает среднероссийский показатель. Открытие такой скважины в нефтегазовой провинции с высокой степенью выработанности – следствие новых проектных решений и яркий пример выполнения заявленной «Роснефтью» программы по восполнению ресурсной базы».

В 2010 г. «Краснодарнефтегаз» добыл 950 тыс. тонн нефти и газового конденсата и 2,8 млрд. м3 газа. Доказанные запасы «Краснодарнефтегаза» составляют 10,13 млн. тонн, газа – 48,528 млрд. куб метров.

Управление информационной политики ОАО «НК «Роснефть» тел.: +7 (495) 411 54 20 факс: +7 (495) 411-54-21 27 июня 2011г.

Настоящие материалы содержат заявления в отношении будущих событий и ожиданий, которые представляют собой перспективные оценки. Любое заявление, содержащееся в данных материалах, которое не является информацией за прошлые отчетные периоды, представляет собой перспективную оценку, связанную с известными и неизвестными рисками, неопределенностями и другими факторами, в результате влияния которых фактические результаты, показатели деятельности или достижения могут существенно отличаться от ожидаемых результатов, показателей деятельности или достижений, прямо или косвенно выраженных в данных перспективных оценках. Мы не принимаем на себя обязательств по корректировке содержащихся здесь данных, с тем чтобы они отражали фактические результаты, изменения в исходных допущениях или факторах, повлиявших на перспективные оценки.

www.rosneft.ru

На месторождении «Русское» приступили к строительству центрального пункта сбора нефти

На площадке месторождения «Русское»,  которое разрабатывает АО «Тюменнефтегаз», с опережением графика началось строительство центрального пункта сбора нефти (ЦПС). Объект мощностью более 6,3 млн тонн будет предназначен для подготовки нефти до товарных свойств и ее дальнейшей транспортировки.

Для отсыпки площадки под будущий объект было завезено более 1 млн м3 песка. В настоящее время ведутся работы по установке свайных оснований под резервуарный парк общим объемом 80 тыс. м3.

Проект по строительству ЦПС будет реализован в три этапа. В рамках первой очереди будут построены пусковой комплекс с двумя технологическими линиями, насосная станция поддержания пластового давления, химико-аналитическая и метрологическая лаборатории, операторная и административно-бытовой корпус, мастерские, склады, пожарное депо и сооружения электроснабжения.

Подготовленная нефть с ЦПС будет транспортироваться по напорному нефтепроводу ЦПС «Русское» - ПСП «Заполярное» протяженностью 65 км, а далее в систему магистральных нефтепроводов.

В ходе строительства первого пускового комплекса центрального пункта сбора нефти будет забито свыше 28000 свай различной длины и диаметра, использовано около 9000 тонн металлоконструкций и 26000 тонн труб различного диаметра.

При реализации проекта специалистами предприятия используется комплексный подход по сохранению мерзлых грунтов. Для этого применяются теплоизоляционные материалы при отсыпке площадок, а все объекты капитального строительства имеют специальную свайную опору.

До конца 2016 года из недр планируется добыть более 230 тыс. тонн нефти. Запуск «Русского» месторождения в промышленную эксплуатацию запланирован в 2018 году. 

Справка:

«Русское» месторождение, разрабатываемое АО «Тюменнефтегаз», дочерним обществом НК «Роснефть», классифицируется как уникальное. По категории АВС1+С2 геологические запасы нефти составляют около 1,4 млрд тонн, извлекаемые запасы нефти 422 млн тонн.  Действующий фонд скважин на месторождении до конца 2016 года увеличится до 29 единиц.

​Нефть, добываемая на месторождении, обладает высокими товарными свойствами: низкопарафинистая и малосернистая (0,32% - лучше, чем у нефти сорта Brent), способна улучшать качество высокосернистых нефтей при смешивании. В период проведения опытно-промышленных работ (ОПР) был выполнен значительный объем по изучению геологического строения месторождения:

  • завершена интерпретация ЗD сейсмики с построением геологической модели;
  • проработаны основные технологические решения по разработке месторождения:

- выбрана система разработки месторождения, - определена система заканчивания скважин, - обоснованы оптимальные режимы работы скважин, - подтверждены практикой дебиты скважин.

Для выполнения целей и задач ОПР введён в эксплуатацию технологический и социально-бытовой комплекс объектов.

К 2020 году АО «Тюменнефтегаз» планирует создать более 500 дополнительных рабочих мест.

 

Управлениеинформационной политикиПАО «НК «Роснефть»22 декабря 2016 г.

www.rosneft.ru

«Роснефть» начала строительство трубопровода с месторождения «Русское»

АО «Тюменнефтегаз», дочернее общество НК «Роснефть», приступило к строительству напорного трубопровода для транспортировки нефти с месторождения «Русское». Трубопровод мощностью 7 млн тонн нефти в год и протяженностью 65 км соединит месторождение с магистральной нефтетранспортной системой «Заполярье - Пурпе».

Трубопровод проложен надземным способом по проверенной технологии - на опорах, обеспечивающих надежную эксплуатацию объекта при изменении температуры и давления. Данный способ предусматривает забивку свай, монтаж опор и прокладку трубопровода с защитным антикоррозионным и теплогидроизоляционным покрытием.

В ходе реализации инфраструктурного проекта в условиях Крайнего Севера будут использованы самые современные природосберегающие технологии. С целью минимизации воздействия на многолетнемерзлый грунт, обеспечения надежности и устойчивости нефтепровода используется технология термостабилизации. Также в проекте строительства трубопровода учтены пути миграции животных, для которых будут сделаны специальные переходы. При строительстве соблюдены все требования охраны окружающей среды.

Трубопровод будет оборудован многоступенчатой системой безопасности. Контролировать герметичность нефтетранспортной системы позволят датчики давления, система видеоконтроля, а также пожарная и охранная сигнализации, работающие круглосуточно в режиме реального времени.

Запуск напорного трубопровода ЦПС «Русское» - ПСП «Заполярное» запланирован в 2018 году, когда будут введены в промышленную эксплуатацию производственные объекты первой очереди разработки месторождения.   

Справка:

«Русское» месторождение, разрабатываемое АО «Тюменнефтегаз», дочерним обществом НК «Роснефть», классифицируется как уникальное. По категории АВС1+С2 геологические запасы нефти составляют около 1,4 млрд тонн, извлекаемые запасы нефти 422 млн тонн.  Действующий фонд скважин на месторождении до конца 2016 года увеличится до 29 единиц.

Нефть, добываемая на месторождении, обладает высокими товарными свойствами: низкопарафинистая и малосернистая (0,32% - лучше, чем у нефти сорта Brent), способна улучшать качество высокосернистых нефтей при смешивании.

Запуск «Русского» месторождения в промышленную эксплуатацию запланирован в 2018 году. 

Управлениеинформационной политикиПАО «НК «Роснефть»22 декабря 2016 г.

www.rosneft.ru

Месторождения | Нефтянка

«Газпром нефть» первой в России применила полный цикл технологий разработки сланцевой нефти для освоения нетрадиционных запасов

Как сообщает компания, на Пальяновской площади Красноленинского месторождения «Газпромнефть-Хантос» (дочерняя компания «Газпром нефти») завершила строительство скважины с горизонтальным участком в 1 км для освоения нетрадиционных запасов – баженовской свиты. В высокотехнологичной скважине проведен 9-стадийный гидравлический разрыв пласта (ГРП), получен фонтанирующий приток безводной нефти из продуктивного горизонта, расположенного на глубине 2,3 км. Дебит составляет более 45 т нефти в сутки.

«Газпром нефть» первой в России реализовала весь цикл технологических решений, применяемых в мировой нефтегазовой отрасли для разработки сланцевой нефти, в рамках проекта по освоению нетрадиционных запасов в Ханты-Мансийском автономном округе. «Использование аналогичных технологий обеспечивает эффективность освоения сланцевых залежей за рубежом. Результаты применения подобного комплекса операций в баженовской свите, для которой пока не определено эффективных способов промышленной разработки, доказывают возможность полномасштабного освоения этих ресурсов в будущем», – утверждает пресс-служба компании.

Планирование и мониторинг новой технологической операции выполнялись специалистами Научно-технического центра «Газпром нефти». Все технические решения обосновывались при помощи созданных в НТЦ геологической и геомеханической моделей пласта, построенных на основе большого объема фактических данных о свойствах залежи. Бурение скважины также проводилось под круглосуточным контролем специалистов Центра сопровождения бурения «Газпром нефти» и подразделений, отвечающих за реализацию проекта.

Всего 2015-2016 годах на Пальяновской площади успешно пробурены две горизонтальные скважины в баженовском горизонте. «Бурение в баженовской свите горизонтальных скважин длиной 1000 м, проведение в них многостадийного ГРП в условиях внешнеэкономических ограничений является уникальным не только для компании, но и для российской нефтегазовой промышленности. Успех проведенных работ можно расценивать как огромный шаг вперед в разработке трудноизвлекаемых запасов», – сказал первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев.

«Газпром нефть» реализует пилотные проекты по изучению баженовской свиты на Южно-Приобском и Красноленинском месторождениях в ХМАО, а также на Вынгаяхинском месторождении в ЯНАО. Здесь пробурено 12 наклонно-направленных и пологих скважин для оценки потенциала нетрадиционных запасов, проведены гидроразрывы пласта, получены притоки нефти. Выполненные работы позволили подтвердить перспективы промышленного освоения баженовской свиты, оценить потенциал единичной трещины ГРП и перейти к оценке эффективности базовой технологии разработки – бурению горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. На Пальяновском проекте успешно пробурены 2 скважины с длиной горизонтальных стволов 1000 м, отработаны технологии бурения и заканчивания. В целях совершенствования технологии применено заканчивание с цементированием хвостовика, испытываются различные дизайны проведения ГРП. В конце 2015 года «Газпром нефть» начала первый проект по изучению баженовской свиты в ЯНАО. На Вынгаяхинском месторождении проведены операции гидроразрыва пласта в баженовских отложениях на новой оценочной и двух наклонно-направленных скважинах, во всех скважинах получены притоки нефти.

Как напоминают в компании, баженовская свита – горизонт горных пород толщиной от 10 до 100 м, залегающий в Западной Сибири на глубинах 2-3 км на площади более 1 млн кв. км. По оптимистичным оценкам геологов ресурсы нефти в баженовской свите могут достигать 100-170 млрд т и относятся к категории нетрадиционных. Породы баженовской свиты принято считать аналогом североамериканских сланцев, из которых в США добывают сланцевую нефть. Промышленное освоение бажена находится на стадии подбора технологических решений для полномасштабной разработки. Вовлечение нетрадиционных запасов в разработку является одним из направлений Технологической стратегии «Газпром нефти». Научно-технический центр компании курирует вопросы исследований баженовской свиты и планирования опытно-промышленных работ, применяя самые передовые методы для строительства скважин и стимуляции притоков в них.

Подробнее о технологиях. При проведении операции на Пальяновском использовались такие технологии как Slick Water и гибридый гидроразрыв пласта. Обе технологи хорошо зарекомендовали себя при добыче сланцевой нефти. Главное их отличие от обычного ГРП заключается в выполнении высокоскоростной закачки жидкости в пласт, что позволяет создавать вместо одной трещины на каждой стадии гидроразрыва сеть трещин и существенно расширить стимулируемый объем пласта. Slick Water – дословно – «скользкая вода». Жидкость ГРП состоит из обычной воды со специальной добавкой, которая способствует снижению потерь на трение проппанта о стенки скважины. Гибридный гидравлический разрыв пласта – технология проведения ГРП, которая подразумевает использование комбинаций технологических жидкостей с различными свойствами для обеспечения наибольшей эффективности закачки. В данном случае на начальной стадии использовалась обычная пластовая вода с понизителем трения, затем с целью наиболее эффективного закрепления трещин применялись вязкие гелирующие системы. Разделение стадий осуществлено при помощи разбуриваемых пробок по технологии Plug&Perf.

 

neftianka.ru